СПОСОБ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1996 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к процессам освоения скважин.

Известен способ вызова притока из пласта, включающий последовательный спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами, установленными на расстоянии друг от друга и на глубинах, обеспечивающих возможность продавки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, обвязку устьевой арматуры, нагнетание в насосно-компрессорные трубы газообразного агента и продувку затрубного пространства через пусковую муфту. Устройство для вызова притока из пласта включает НКТ, пусковые муфты, установленные на НКТ, и устьевую арматуру со штуцером в отводе, гидравлически связанным с затрубным пространством.

Несмотря на то, что для осуществления способа используется несложное оборудование способу присущи ряд недостатков при применении этого оборудования. Так в процессе нагнетания газообразного агента оттесняемая скважинная жидкость поступает не только в НКТ, но и частично уходит в пласт, что ухудшит фильтрационные характеристики коллектора. Кроме того, снижение уровня даже небольшими порциями происходит все же довольно резко, что может вызвать ряд осложнений, например прорыв верхних и нижних вод, разрушение слабоцементированной призабойной зоны пласта и др.

Известен также способ вызова притока из пласта, включающий последовательный спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах без долива жидкости перфорированного хвостовика, клапанного узла и пакера, обвязку устьевой арматуры, герметизацию затрубного пространства скважины пакером и на устье скважины, долив насосно-компрессорных труб технологической жидкостью и открытие клапанного узла для создания депрессии на пласт. Устройство для вызова притока из пласта включает связанный с НКТ механический пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными соответственно с трубным и затрубным пространствами НКТ, установленный под пакером цилиндр с радиальным отверстием, клапанным узлом, выполненным в виде зафиксированного в цилиндре запорного элемента, перекрывающего радиальное отверстие цилиндра и выполненным под клапанным узлом посадочным конусом, в котором установлен поршень и соединенный с цилиндром перфорированный хвостовик.

Способ и устройство для его осуществления предусматривают мгновенное снижение давления на забое скважины, поэтому они не могут применяться при вызове притока нефти на сложнопостроенных месторождениях в скважинах с подошвенным водами. Кроме того, недостатком способа и устройства является то, что возможно только однократное создание депрессии на пласт. К тому же, полость цилиндра клапанного узла и полость перфорированного хвостовика гидравлически не связаны, что ухудшает условия очистки пласта-коллектора от кольматанта при получении притока из-за повышенных гидравлических сопротивлений в радиальных отверстиях.

Сущность изобретения заключается в том, что в способе вызова притока из пласта в процессе спуска НКТ выше пакера устанавливают циркуляционный клапан, который размещают на глубине, обеспечивающей возможность продавки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, а в процессе обвязки устьевой арматуры устанавливают перепускной узел, гидравлически связанный с трубным пространством, при этом долив технологической жидкости в НКТ осуществляют до уровня ниже циркуляционного клапана, после чего нагнетают рабочий агент максимально возможным давлением, а перед открытием клапанного узла трубное пространство закрывают, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление в трубном пространстве до полного выпуска газообразного агента, открывают циркуляционный клапан, в трубное пространство нагнетают газообразный агент, и через циркуляционный клапан продувают затрубное пространство, затем затрубное пространство на устье закрывают в трубное пространство повторно нагнетают газообразный агент с максимально возможным давлением, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление до полного выпуска газообразного агента из трубного пространства. Устройство для вызова притока из пласта снабжено дополнительным отводом устьевой арматуры со связанным с полостью НКТ перепускным узлом, выполненным в виде отрезка трубы с вентилями с двух его сторон, и манометром, прикрепленным внутри устьевой арматуры сбрасываемым штырем и установленным на НКТ над пакером циркуляционным клапаном, выполненным в виде муфты с торцевым упором и боковыми отверстиями, перекрытыми зафиксированной в крайнем верхнем положении срезным элементом втулкой с посадочным седлом под сбрасываемый шар, при этом втулка установлена с возможностью осевого перемещения до торцового упора муфты, запорный элемент клапанного узла выполнен в виде полого срезного болта, подпоршневая полость цилиндра гидравлически связана с полостью перфорированного хвостовика, диаметр порня меньше внутреннего диаметра перфорированного хвостовика, который имеет кольцевой упор в нижней части для посадки поршня, а масса штыря превышает силу трения, удерживающую поршень в цилиндре.

Технический результат изобретения осуществление плавного запуска скважины и обеспечении многократного создания депрессии на пласт при наличии простой конструкции устройства.

На фиг. 1 изображена скважинная часть устройства для вызова притока из пласта; на фиг. 2 наземная и скважинная части устройства в период нагнетания газообразного агента в незаполненные НКТ; на фиг. 3 этап постепенного сброса давления газообразного агента через перепускной узел после среза полого болта сбрасываемым штырем; на фиг. 4 полное открытие клапанного узла при вызове притока сразу после первого этапа; на фиг. 5 открытие циркуляционного клапана в случае отсутствия или слабого притока пластовых флюидов в скважину путем сброса шара с последующим нагнетанием газообразного агента в трубное пространство и дальнейшим вытеснением жидкости в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для продувки; на фиг. 6 этап нагнетания газообразного агента в трубное и затрубное пространства выше циркуляционного клапана при закрытом на устье затрубном пространстве при максимальном давлении компрессора; на фиг. 7 этап постепенного сброса давления газообразного агента в трубном пространстве через перепускной узел; на фиг. 8 получение устойчивого притока после проведения многочисленных операций по созданию депрессии.

Устройство для вызова притока из пласта состоит из скважинного и наземного оборудования. В скважинную часть устройства снизу вверх входит (фиг. 1) перфорированный хвостовик 1 с нижним кольцевым упором 2. К хвостовику 1 присоединен клапанный узел из полого цилиндра 3 с посадочным конусом 4 под, установленный внутри, поршень 5, причем диаметр поршня 5 меньше внутреннего диаметра перфорированного хвостовика 1, при этом подпоршневая полость цилиндра 3 гидравлически связана с внутренней полостью хвостовика 1. Выше посадочного седла 4 цилиндра 3 выполнено радиальное отверстие 6 для запорного элемента полого срезного болта 7. К цилиндру 6 для запорного элемента полого срезного болта 7. К цилиндру 3 клапанного узла 3 7 присоединен корпус 8 механического пакера. Внутри корпуса 8 с возможностью осевого перемещения установлен патрубок 9 с нижним торцовым упором 10, контактирующим с кольцевым выступом 11 корпуса 8. Снаружи патрубка 9 размещены резиновые элементы 12, чередующиеся металлическими кольцами 13. Сверху патрубок 9 ввернут в переходный переводник 14 для подсоединения с НКТ 15. Далее НКТ 15 присоединена муфта 16 циркуляционного клапана. Муфта 16 выполнена с боковыми отверстиями 17, перекрытыми втулкой 18, установленной с возможностью осевого перемещения вниз до торцового упора 19 муфты 16. В исходном положении втулка 18 зафиксирована в крайнем верхнем положении срезными элементами 20 и выполнена с посадочным седлом 21 под сбрасываемый, например алюминиевый, шар 22. К муфте 16 циркуляционного клапан 16 22 присоединена труба верхнего участка 23 НКТ. К наземной части устройства относится устьевая арматура из колонной головки 24 с герметизатором 25 затрубного пространства, бокового отвода 26, гидравлически связанного с затрубным пространством, задвижки 27 с манометром 28, установленных на боковом отводе 26 и, при необходимости, вмонтированного штуцера 29 внутри последнего, бокового отвода 30, гидравлически связанного с трубным пространством, задвижки 31 бокового отвода 30, манометра 32 колонной головки 24. Внутри устьевой арматуры колонной головки 24 зафиксирован шпильками 33 сбрасываемый штырь 34, а шпилькой 35 сбрасываемый шар 22. Массу штыря 34 подбирают такой, чтобы превышала силу трения и запрессовки поршня 5, удерживающие его в цилиндре 3. К дополнительному отводу 36 колонной головки 24, гидравлически связанным с трубным пространством НКТ 15 и 23, присоединен перепускной узел, выполненный в виде отрезка трубы 37 с крышками 38 по бокам и манометром 39, с двух сторон которой установлены впускной 40 и выпускной 41 вентили.

Способ вызова притока из пласта осуществляют следующим образом.

В скважину последовательно спускают перфорированный хвостовик 1 и 2 (фильтр)0, клапанный узел 3 7, механический пакер 8 14, первый участок 15 НКТ, циркуляционный клапан 16 22 и верхний участок 23 НКТ. При этом длину перфорированного хвостовика 1 подбирают из условия нахождения механического пакера 8 14 в конце спуска НКТ 15 и 23 выше интервала перфорации 42 продуктивного пласта 43, а соотношение длин первого 15 и второго 23 участков НКТ таким образом, чтобы циркуляционный клапан 16 22 находился на глубине h, равной возможной продавки газообразного агента 44 при максимальном давлении компрессора. По достижении пакера 8 14 места установки перфорированный хвостовик 1 упирается в искусственный забой 45 и НКТ 15 частично разгружают, примерно на 2 7 т. Под действием веса НКТ переводник 14 с патрубком 9 перемещаются вниз и сжимают резиновые элемента 12, последние увеличиваются в диаметре, тем самым осуществляют герметизацию затрубного пространства 46 между НКТ 15 и 23 и эксплуатационной колонной 47, т. е. отделение забойной части 48 скважины от затрубного пространства 46. Кроме того, затрубное пространство 46 герметизатором 25 колонной головки 24 уплотняют и на устье. В конце спуска в трубное пространство 49 НКТ 15 доливают технологическую жидкость 50, причем ее уровень H устанавливают на глубине несколько ниже циркуляционного клапана 16 - 22, примерно на 100 500 м, в зависимости от того, какой планируют создать первый скачок депрессии на пласт. Допускается долив НКТ 15 и в процессе спуска в глубокие скважины, когда могут возникнуть большие сжимающие нагрузки под действием наружного давления, но при этом уровень технологической жидкости 48 не должен доходить до устья. При обвязке устьевой арматуры вентили 40 41 закрывают, задвижку 27 и 31 открывают. Затем в трубное пространство 49 верха НКТ 15 и 23 компрессором нагнетают газообразный агент 44 максимально возможным давлением (фиг. 2), но при этом суммарное давление гидростатического столба технологической жидкости 50, например воды или нефти, с давлением газообразного агента 44 в верхнем пространстве НКТ 15 и 23, не должно превышать пластовое давление Р_пл для того, чтобы предупредить поступление технологической жидкости в продуктивный пласт 43 при открытии клапанного узла 3 7. Далее закрывают задвижку 31, отворачивают шпильку 33 и сбрасывают штырь 34, при соударении которого с полым болтом 7 происходит его срез и сообщение забойной части 48 скважины с трубным пространством 49. Штырь 34 с отломанным концом полого болта 7 падают на поршень 5. В результате этого частичного открытия клапанного узла 3-7 происходит создание первого скачка депрессии (1 5 МПа) на пласт 43, резкость которого зависит от диаметра отверстия в полом болте 7. Под действием депрессии пластовые флюиды 51 начинают поступать в забойную часть 48 скважины. Затем на поверхности открывают впускной вентиль 40 перепускного узла и часть газообразного агента 44 заполняет отрезок трубы 37. При выравнивании давления газообразного агента 44 в трубном пространстве 49 и в отрезке трубы 37 впускной вентиль 40 закрывают, а выпускной вентиль 41 открывают и стравливают давление внутри отрезка трубы 37 до атмосферного. В зависимости от того какой внутренний объем имеет отрезок трубы 37 перепускного узла и давление газообразного агента 44 в ней, происходит соответствующее увеличение депрессии на продуктивный пласт 43. Далее вновь открывают впускной вентиль 40 выравнивают давление газообразного агента 44 в трубном пространстве 49 и отрезке трубы 37, закрывают впускной вентиль 40, открывают выпускной вентиль 41 и стравливают давление в отрезке трубы 37 до атмосферного. Этот процесс периодического сбрасывания давления рабочего агента 44 в трубном пространстве 49, примерно по 0,1 1,0 МПа, осуществляют (фиг. 3) до тех пор, пока в трубном пространстве 49 давление не станет равным атмосферному. Наличие перепускного узла 37-41 позволяет регулировать постепенное нарастание депрессии на пласт во времени. Если сообщение между пластом и скважиной хорошее, то уровень жидкости в НКТ 15 и 23 повышается одновременно со снижением давления газообразного агента 44 и в результате выравнивания давления в НКТ 15 и 23 выше поршня 5 и пластового давления ниже поршня 5 под действием веса штыря 34 поршень 5 выталкивается из цилиндра 3 и они вместе падают вниз до кольцевого упора 2 хвостовика 1. В трубное пространство 49 НКТ 15 и 23 пластовые флюиды 51 в этом случае будут поступать не только через отверстие полого болта 7, но и через фильтровые отверстия перфорированного хвостовика 1 с гидравлически восстановленной связью с полостью цилиндра 3 (фиг. 4). Скважинная жидкость (технологическая жидкость 50 и пластовые флюиды 51) из трубного пространства 49 направляются в отвод 30. При получении удовлетворительного дебита после одного цикла создания депрессии скважину оставляют на притоке для очистке околоскважинной зоны от кольматанта до получения устойчивого дебита. На этом процесс освоения можно приостановить.

Если же не получен приток или получен слабый приток пластовых флюидов 51 в скважину, то процесс освоения продолжают. Отворачивают шпильку 35 и сбрасывают шар 22. Последний опускается на седло 21 втулки 18 циркуляционного клапана. Через отвод 30 в трубное пространство 49 НКТ 23 нагнетают газообразный агент 44 и с повышением давления срезаются элементы 20, втулка 18 с шаром 22 опускается вниз до торцевого упора 19 муфты 16, при этом открываются боковые отверстия 17. Тем самым открывают циркуляционный клапан 16 22 и сообщают трубное пространство 49 с затрубным пространством 46 НКТ 15 и 23. Продолжая нагнетание газообразного агента 44 скважинную жидкость выше циркуляционного клапана 16 22 из трубного пространства 49 через боковые отверстия 17 вытесняют в затрубное пространство 46 (фиг. 5). После заполнения трубного пространства 49 газообразным агентом 44 продувают и затрубное пространство 46 выше циркуляционного клапана 16 22 от скважинной жидкости. При этом скважинную жидкость удаляют через боковой отвод 26, где для предупреждения ускоренного опорожнения затрубного пространства и резкого падения давления в трубном пространстве 49, жидкость проходит через штуцер 29 определенного диаметра. Когда из затрубного пространства 46 выше циркуляционного клапана 16 22 скважинная жидкость будет удалена задвижку 27 закрывают, а давление газообразного агента 44 в трубном 49 и затрубном 46 пространствах выше циркуляционного клапана 16 22 доводят до максимально возможного компрессором (фиг. 6), после чего задвижку 31 закрывают. Далее открывают впускной вентиль 40 и газообразный агент 44 поступает в отрезок трубы 37 перепускного узла, после заполнения закрывают впускной вентиль 40 и открывают выпускной вентиль 41 и стравливают давление в отрезке трубы 37 до атмосферного. Многократно повторяя эту операцию постепенно стравливают давление газообразного агента 44 в трубном пространстве 49 до атмосферного. При этом происходит нарастание депрессии на пласт 43, алюминиевый шар 22 приподнимается и перепускает часть жидкости (пластовые флюиды 51) в пространство над циркуляционным клапаном 16 22 (фиг. 7). При получении притока жидкости уровень в трубном пространстве 49 повышается и в момент выравнивания давления над и под поршнем 5, последний вместе со штырем 34 падает на кольцевой упор 2 хвостовика 1. Шар 22 под действием потока жидкости вымывают вверх и удаляют. Оставшийся в затрубном пространстве 46 газообразный агент 44 через штуцер 29 стравливают (фиг. 8).

Если же и после этого цикла постепенного создания депрессии на продуктивный пласт 43 не получают притока пластовых флюидов 51, то шар 22 не удаляют и последний цикл по заполнению трубного 49 и затрубного 46 пространств газообразным агентом 44 со сбросом давления через перепускной узел 37 41 повторяют.

В том случае, если даже после проведения многократных циклов по созданию плавно нарастающей депрессии не приведет к положительному результату приступают к созданию резкой депрессии. При этом после нагнетания газообразного агента 44 в трубное 49 и затрубное 46 пространства выше циркуляционного клапана 16 22 одновременно открывают все задвижки 27, 31 и вентили 40, 41. В результате происходит резкое стравливание газообразного агента до атмосферного.

Предлагаемый способ позволяет плавно запустить скважину, что важно при близком расположении к продуктивному нефтеносному горизонту водоносных горизонтов, поскольку предупреждает разрушение призабойной зоны, сложенной слабоцементированным коллектором, нарушение целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной и нарушение сцепления в контактны зонах "обсадная колонна-цементный камень-горная порода", так как релаксационные процессы в цементном камне и горной породе будут проходить параллельно (не отставать) с упругой деформацией сжатия обсадной колонны, а значит предупредит преждевременное обводнение продукции скважины, позволит исключить затраты, связанные с ремонтно-изоляционными работами.

Предлагаемое устройство позволяет многократно производить операции по созданию плавно нарастающей депрессии без подъема НКТ, что снижает трудоемкость работ. Устройство также позволяет проводить работы в расширенном диапазоне скорости нарастания депрессии (мгновенной, постепенной, резкой) для подбора наиболее оптимального режима в конкретной скважине и повышения тем самым успешности работ. ЫЫЫ2 ЫЫЫ4 ЫЫЫ6

Изобретение относится к горной промышленности, в частности, к процессам освоения скважин. Для осуществления плавного пуска скважины и обеспечения многократного создания депрессии на пласт при наличии простой конструкции устройства в способе вызова притока из пласта в процессе спуска НКТ выше пакета устанавливают циркуляционный клапан, который размещают на глубине, обеспечивающей возможность продавки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, а в процессе обвязки устьевой арматуры устанавливают перепускной узел, гидравлически связанный с трубным пространством, при этом долив технологической жидкости в НКТ осуществляют до уровня ниже циркуляционного клапана, после чего нагнетают рабочий агент максимально возможным давлением, а перед открытием клапанного узла трубное пространство закрывают, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление в трубном пространстве до полного выпуска газообразного агента, открывают циркуляционный клапан, в трубное пространство нагнетают газообразный агент, и через циркуляционный клапан продувают затрубное пространство, затем затрубное пространство на устье закрывают и в трубное пространство повторно нагнетают газообразный агент с максимально возможным давлением, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление до полного выпуска газообразного агента из трубного пространства. Устройство для вызова притока из пласта снабжено дополнительным отводом устьевой арматуры со связанным с полостью НКТ перепускным узлом, выполненным в виде отрезка трубы с вентилями с двух его сторон, и манометром, прикрепленным внутри устьевой арматуры сбрасываемым штырем и установленным на НКТ над пакером циркуляционным клапаном, выполненным в виде муфты с торцевым упором и боковыми отверстиями, перекрытыми зафиксированной в крайнем верхнем положении срезным элементом втулкой с посадочным седлом под сбрасываемый шар, при этом втулка установлена с возможностью осевого перемещения до торцевого упора муфты, запорный элемент клапанного узла выполнен в виде полого срезного болта, подпоршневая полость цилиндра гидравлически связана с полостью перфорированного хвостовика, диаметр поршня перфорированного хвостовика, который имеет кольцевой упор в нижней части для посадки поршня, а масса штыря превышает силу трения, удерживающую поршень в цилиндре. 2 с. п. ф-лы, 8 ил.

1. Способ вызова притока из пласта, включающий последовательный спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах без долива жидкости перфорированного хвостовика, клапанного узла и пакера, обвязку устьевой арматуры, герметизацию затрубного пространства скважины пакером и на устье скважины, долив насосно-компрессорных труб технологической жидкостью и открытие клапанного узла для создания депрессии на пласт, отличающийся тем, что в процессе спуска насосно-компрессорных труб выше пакера устанавливают циркуляционный клапан, который размещают на глубине, обеспечивающей возможность продувки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, а в процессе обвязки устьевой арматуры устанавливают перепускной узел, гидравлически связанный с трубным пространством, при этом долив технологической жидкости в насосно-компрессорные трубы осуществляют до уровня ниже циркуляционного клапана, после чего нагнетают рабочий агент максимально возможным давлением, а перед открытием клапанного узла трубное пространство закрывают, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление в трубном пространстве до полного выпуска газообразного агента, открывают циркуляционный клапан, в трубное пространство нагнетают газообразный агент и через циркуляционный клапан продувают затрубное пространство, затем затрубное пространство на устье закрывают и в трубное пространство повторно нагнетают газообразный агент с максимально возможным давлением, после чего через перепускной узел периодически сбрасывают давление до полного выпуска газообразного агента из трубного пространства. 2. Устройство для вызова притока из пласта, включающее связанный с насосно-компрессорными трубами механический пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными соответственно с трубным и затрубным пространствами насосно-компрессорных труб, установленный под пакером цилиндр с радиальным отверстием, клапанным узлом, выполненным в виде зафиксированного в цилиндре запорного элемента, перекрывающего радиальное отверстие цилиндра, и выполненным под клапанным узлом посадочным конусом, в котором установлен поршень и соединенный с цилиндром перфорированный хвостовик, отличающееся тем, что оно снабжено дополнительным отводом устьевой арматуры со связанным с полостью насосно-компрессорных труб перепускным узлом, выполненным в виде отрезка трубы с вентилями с двух его сторон, и манометром, прикрепленным внутри устьевой арматуры сбрасываемым штырем, и установленным на насосно-компрессорных трубах над пакером циркуляционным клапаном, выполненным в виде муфты с торцевым упором и боковыми отверстиями, перекрытыми зафиксированной в крайнем верхнем положении срезным элементом, втулкой с посадочным седлом под сбрасываемый шар, при этом втулка установлена с возможностью осевого перемещения до торцевого упора муфты, запорный элемент клапанного узла выполнен в виде полого срезного болта, подпоршневая полость цилиндра гидравлически связана с полостью перфорированного хвостовика, диаметр поршня меньше внутреннего диаметра перфорированного хвостовика, который имеет кольцевой упор в нижней части для посадки поршня, а масса штыря превышает силу трения, удерживающую поршень в цилиндре.