Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость. При этом на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину. Производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта. Производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом. Затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб (ГТ) снабжают промывочным пером и обратным клапаном. Спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ. Запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Доспускают колонну ГТ до забоя. Промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор. Приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ. Запускают азотный компрессор. После выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч. Причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин. В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч. Затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н. Техническим результатом является повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, упрощение технологического процесса освоения скважины. 2 ил.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта.

Известен способ освоения скважин с заменой находящейся там промывочной жидкости газом (Минеев В.П. и др. Практическое руководство по испытанию скважин. -М.: Недра, 1981. - С. 116-118), включающий последовательное осуществление следующих операций: закачку воздуха компрессором в затрубное пространство до максимально возможной величины давления и вытеснение скважинной жидкости на поверхность через насосно-компрессорные трубы (НКТ) в желобную емкость, сброс давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравнивание уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах, нагнетание компрессором воздуха в НКТ и вытеснение жидкости из НКТ, а затем из затрубного пространства на поверхность (при выходе воздуха через башмак НКТ).

Недостатки данного способа:

- во-первых, сложный технологический процесс, связанный со сбросом давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравниванием уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах;

- во-вторых, низкое качество освоения скважины ввиду наличия проппанта внутри скважины, осложняющего процесс освоения;

- в-третьих, длительность процесса освоения скважины;

- в-четвертых, большой расход энергии, что связано с необходимостью повторного включения компрессора для нагнетания воздуха в НКТ.

Также известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2383720, МПК Е21В 43/18, опубл. 10.03.2010 г., бюл. №7), включающий закачивание в полость скважины жидкости, формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной и полостью скважины путем создания периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся по полости скважины волны, образующейся при периодическом открывании полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, и ее закрывании с применением вентилей, один из которых - вентиль слива жидкости - соединяет полость скважины с желобной емкостью, второй - вентиль долива жидкости - с источником жидкости, находящейся под давлением. Открывание и закрывание полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости, находящейся под давлением, осуществляют вентилем слива жидкости. Периодически повышают давление в скважине соединением устья скважины с источником жидкости, находящейся под давлением, путем открытия вентиля долива жидкости. При этом предварительно соединяют устье скважины с ресивером, наполненным газом, через вентиль, при закрытом вышеупомянутом вентиле открывают вентиль слива жидкости. Затем через промежуток времени, достаточный для формирования ударной волны депрессии, открывают вентиль, соединяющий устье скважины с ресивером. Открывание вентилей осуществляют с периодичностью, обеспечивающей раскачку ее массы в режиме резонанса.

Недостатки способа:

- во-первых, низкая эффективность освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта из-за наличия в полости скважины проппанта. Создание депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью скважины с помощью манипулирования вентилями приводит к реверсивному перемещению проппанта из призабойной зоны пласта в полость скважины;

- во-вторых, бесконтрольный процесс депрессионного перепада давления между призабойной зоной и полостью скважины, что может нанести вред скважине;

- в-третьих, сложный технологический процесс реализации, так как для формирования ударной волны депрессии необходим ресивер, наполненный жидкостью и газом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения скважины (патент RU №2060379, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.05.1996 г., бюл. №14), включающий спуск в скважину колонны НКТ, обвязку компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку воздуха компрессором и создание избыточного давления в затрубном пространстве скважины, понижение в нем давления до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах и понижение уровня жидкости в трубном пространстве до нижнего конца колонны НКТ с созданием в нем дополнительного давления в трубном пространстве путем закачки сжатого воздуха компрессором в НКТ до выравнивания уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах при закрытом затрубном пространстве и циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.

Недостатки способа:

- во-первых, низкая эффективность освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта из-за наличия проппанта в скважине;

- во-вторых, низкое качество освоения скважины по причине неконтролируемого процесса освоения скважины;

- в-третьих, сложный технологический процесс, связанный со сбросом давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравниванием уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах;

- в-четвертых, большая длительность процесса освоения скважины;

- в-пятых, высокие затраты на технологическую жидкость и газ (азот), что связано с большим объемом скважинного пространства, через которое циркулирует аэрированная жидкость.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта в скважине, упрощение технологического процесса реализации способа, сокращение длительности процесса освоения и снижение затрат на технологическую жидкость и газ.

Поставленные технические задачи решаются способом освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость.

Новым является то, что на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину, производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта, производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом, затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снабжают промывочным пером и обратным клапаном, спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с, вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ, запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, доспускают колонну ГТ до забоя, промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор, приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ, запускают азотный компрессор, после выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3 /мин в течение 2 ч, причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин, в процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы, по истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч, затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н.

На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый процесс освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта.

На устье скважины 1 (см. фиг. 1), например, с диаметром эксплуатационной колонны 168 мм колонну НКТ 2, например, диаметром D=89 мм оснащают пакером 3 любой известной конструкции. Спускают колонну НКТ 2 с пакером 3 в скважину 1. Производят посадку пакера 3 в скважине 1 выше кровли 4 пласта 5, при этом нижний конец 6 колонны НКТ 2 располагают на уровне кровли 4 пласта 5.

Производят гидроразрыв пласта 5 с образованием трещины разрыва 7 и крепление ее проппантом (на фиг.1 и 2 не показано). Затем на устье скважины 1 нижний конец колонны ГТ 8, например, диаметром d=38,1 мм снабжают промывочным пером 9, а выше - обратным клапаном 10. Спускают колонну ГТ 8 в скважину на 100 м. На устье скважины 1 обвязывают насосный агрегат 11 и компрессор 12 с помощью тройника 13.

Запускают насосный агрегат 11 с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости, например, плотностью 1050 кг/м3 по межтрубному пространству 14 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 в желобную емкость 15. Далее со скоростью 15 м/мин доспускают колонну ГТ 8 до нижнего конца 7 колонны НКТ 2.

Запускают компрессор 14 с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству 4 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 в желобную емкость 15.

Доспускают колонну ГТ 8 до верхнего конца столба проппанта 16 (на фиг. 1 показано условно) в скважине 1 (определяют по разгрузке колонны ГТ8 на верхний конец столба проппант 16, например, на 3000 Н). Далее с циркуляцией аэрированной жидкости по межтрубному пространству 14 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 и выносом незакрепленного проппанта из полости скважины 1 в желобную емкость 15 со скоростью 2 м/мин доспускают колонну ГТ 8 до забоя 17.

Промывают забой 17 (см. фиг.1) скважины 1 в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, что определяют визуально по выходу воды в желобную емкость 15, при этом вода должна быть прозрачной и не содержать проппанта, шлама, песка и т.д., после чего отключают насосный агрегат 11 и компрессор 12.

Повышается эффективность освоения скважины, так как перед проведением освоения за одну спускоподъемную операцию колонны ГТ с обратным клапаном производится предварительная промывка скважины до забоя аэрированной жидкостью, что обеспечивает полный вынос проппанта, шлама, песка из полости скважины. Кроме того, применение колонны ГТ исключает создание дополнительного давления в трубном пространстве и выравнивание уровней жидкости в трубном и затрубном пространствах при закрытом затрубном пространстве.

Таким образом, после очистки скважины 1 от проппанта, грязи, шлама, механических примесей и т.д. начинают освоение скважины 1.

Для этого приподнимают колонну ГТ 8 из колонны НКТ 2 на длину L, равную 20 м, выше нижнего конца 6 колонны НКТ 2. Запускают компрессор 12 (см. фиг. 2), после выхода газа (пузыря азота) из межтрубного пространства 14 между колоннами НКТ 2 и ГТ 8 в желобную емкость 15 производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч.

В процессе освоения скважины 1 периодически (через каждые 20 мин) производят приподъемы колонны ГТ 8 вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин.

В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб на процентное содержание нефть-вода, определяют средний приток из пласта, а также плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор 12 и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч.

Во время технологического отстоя (при остановке насосного агрегата 11 и компрессора 12) обратный клапан 10 закрывается за счет возвратной силы действия пружины, поэтому исключается попадание в колонну ГТ 8 проппанта, различных механических примесей, грязи, шлама, песка и т.д.

Затем доспускают колонну ГТ 8 в скважину 1 без циркуляции (насосный агрегат 11 и компрессор 12 остановлены) до забоя 17 со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ 8 на забой 17 с усилием 5000 Н.

Повышается качество освоения скважины по причине контролируемого процесса освоения скважины, так как в процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. Таким образом, в динамике прослеживают процесс освоения скважины 1 после проведения гидроразрыва пласта.

Упрощается технологический процесс, так как исключаются сброс давления в затрубном пространстве до атмосферного и выравнивание уровней жидкости в затрубном и трубном пространствах, а все операции по освоению сводятся к манипуляции с колонной ГТ и закачкой в скважину азота компрессором.

В 2-4 раза сокращается продолжительность освоения скважины ввиду использования колонны ГТ вместо колонны НКТ, как описано в прототипе.

Снижаются объемы циркулирующей по скважине аэрированной жидкости за счет уменьшения объема скважинного пространства, так как при использовании пакера, отсекающего заколонное пространство 18, азотируется (аэрируется) не весь объем жидкости в скважине, а только жидкость, находящаяся в пространстве 19 скважины 1 ниже пакера 3 и в межтрубном пространстве 14 между колоннами ГТ 8 и НКТ 2.

Предлагаемый способ позволяет:

- повысить эффективность и качество освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта;

- упростить технологический процесс освоения скважины;

- сократить продолжительность освоения скважины и снизить объемы прокачиваемой жидкости и газа (азота).

Способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость, отличающийся тем, что на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину, производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта, производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом, затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб - ГТ снабжают промывочным пером и обратным клапаном, спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3/с, вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ, запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3/с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость, доспускают колонну ГТ до забоя, промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор, приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ, запускают азотный компрессор, после выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3/мин в течение 2 ч, причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 м/мин, в процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы, по истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч, затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 м/мин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу интенсификации добычи нефти и стимуляции повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для заблаговременной дегазации угольных пластов любой стадии метаморфизма, а также других полезных ископаемых, подлежащих или находящихся в разработке подземным (шахтным) способом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения.

Группа изобретений относится к способам и системам для выполнения работ на буровой, в частности к способам и системам для выполнения работ по интенсификации вдоль ствола скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано в телеметрических системах в качестве устройства для передачи измеренной забойной информации в процессе бурения по гидравлическому каналу связи на поверхность.

Изобретение относится к оборудованию для освоения и ремонта нефтяных и газо-конденсатных скважин и предназначено для повышения нефтеотдачи нефтяных и газо-конденсатных пластов при эксплуатации нефтедобывающих скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твёрдых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к стабильным и неустойчивым сшитым способным разбухать в воде полимерным микрочастицам, которые можно далее превращать в гель, способам их изготовления и их разнообразным применениям.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способу интенсификации добычи нефти и стимуляции повышения нефтеотдачи пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к газонефтедобывающей отрасли, а именно к разработке залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов в низкопроницаемых пластах. Технический результат - повышение коэффициентов извлечения углеводородов: газоотдачи, конденсатоотдачи, нефтеотдачи, а также продуктивности добывающих скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к процессам формирования водогазовой смеси для закачки ее в нагнетательную скважину и может быть использовано для повышения производительности нефтедобычи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с нагнетанием газа путем перепуска его из других объектов данного пласта или соседних месторождений углеводородов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин. Техническим результатом является повышение точности расчета максимальной длины горизонтального ствола для конкретного типа трещинного коллектора и углеводородной системы.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов.

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии включает установку в скважине высокопрочных НКТ, механического якоря, поворотного и герметизирующего устройств, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов. Ниже отклонителя последовательно устанавливают разъединитель, циркуляционный узел, пакер и воронку. Герметизируют устья скважины. Устанавливают гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл (гибкая НКТ), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл. Осуществляют подачу аэрированной жидкости в межколонное пространство НКТ/койл или одновременно в межколонное пространство НКТ/койл и во внутреннее пространство койла или раздельную закачку жидкости и газа по данным двум пространствам. Аэрированная жидкость попадает в боковой ствол и вместе с продуктами разрушения горной породы по проведенному стволу возвращается в скважину и поднимается на устье по межколонному пространству НКТ/обсадная колонна. На поверхности промывочную жидкость дегазируют, очищают от углеводородов и продуктов разрушения горной породы. При необходимости проводят ее дополнительную химическую обработку и возвращают по круговой циркуляции в скважину. Осуществляют перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство через отклонитель в контакт с горной породой. Осуществляют проводку плановой протяженности радиального ствола на депрессии, когда в процессе проходки по пласту обеспечивается забойное давление ниже пластового или равное ему, что определяется плотностью промывочной жидкости, сниженной за счет аэрации и при необходимости пенообразованием до необходимых значений и контролируемой расчетным соотношением газа и промывочной жидкости, подаваемой с поверхности с возможностью менять такое соотношение в соответствии с измеряемым в боковом стволе фактическим забойным давлением. После проходки по пласту рабочий койл с насадкой извлекается из пласта и проводится промывка скважины на депрессии до полного выноса шлама. Посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводится в другую плоскость. Цикл работ повторяют для следующего бокового ствола. Фрезерование окон для всех боковых стволов проводится заранее перед проведением основной операции по проходке боковых стволов посредством кольцевого фрезерования колонны или гидропескоструйной резки отдельных окон. При проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочего койла узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин после проведения гидроразрыва пласта. Способ освоения скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, обвязку азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны НКТ на устье скважины, закачку азота по колонне НКТ в скважину, циркуляцию аэрированной жидкости в желобную емкость. При этом на устье скважины колонну НКТ оснащают пакером и спускают ее в скважину. Производят посадку пакера в скважине выше кровли пласта. Производят гидроразрыв пласта с образованием трещины разрыва и крепление ее проппантом. Затем на устье скважины нижний конец колонны гибких труб снабжают промывочным пером и обратным клапаном. Спускают колонну ГТ в скважину на 100 м и запускают насосный агрегат с расходом жидкости 3,0⋅10-3 м3с. Вызывают циркуляцию технологической жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Далее доспускают колонну ГТ до нижнего конца колонны НКТ. Запускают компрессор с расходом азота 0,2⋅10-3 м3с и вызывают циркуляцию аэрированной жидкости по межтрубному пространству между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость. Доспускают колонну ГТ до забоя. Промывают забой скважины в течение 2 ч аэрированной жидкостью до чистой воды, после чего отключают насосный агрегат и компрессор. Приподнимают колонну ГТ в колонну НКТ на 20 м выше нижнего конца НКТ. Запускают азотный компрессор. После выхода азота из межтрубного пространства между колоннами НКТ и ГТ в желобную емкость производят освоение скважины азотом с расходом 16 м3мин в течение 2 ч. Причем в процессе освоения скважины периодически через каждые 20 мин производят приподъемы колонны ГТ вверх-вниз на 20 м со скоростью 5 ммин. В процессе освоения каждые 30 мин производят отбор проб жидкости на процентное содержание нефть-вода, средний приток, плотность отобранной пробы. По истечении 2 ч останавливают компрессор и производят технологический отстой скважины в течение 2 ч. Затем доспускают колонну ГТ в скважину без циркуляции до забоя со скоростью 2 ммин с разгрузкой колонны ГТ на забой с усилием 5000 Н. Техническим результатом является повышение эффективности и качества освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта, упрощение технологического процесса освоения скважины. 2 ил.

Наверх