СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/27 

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к способам и устройствам освоения и обработки призабойной зоны скважин.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта [1], включающий закачку в пласт эмульсии и кислотного раствора соляной кислоты с плавиковой.

Известен способ освоения пласта [2], включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб и закачку в один из каналов газа и продавочной жидкости с доведением газовой пачки до башмака насосно-компрессорных труб и продавливания ее.

Наиболее близкими аналогами предлагаемого технического решения, принятого за прототип, являются:
для способа : способ разработки нефтяного месторождения [3], включающий закачку в пласт нефтевытесняющего агента на основе соединений фосфора и азота;
для оборудования: способ освоения скважин и оборудование для его осуществления [4] , согласно которому оборудование содержит спущенные в скважину коаксиально основную и дополнительную укороченные колонны насосно-компрессорных труб и связанные с ней через тройниковый узел трубопроводы для подачи компрессированного газа, последующего отбора жидкости из скважины и разрядку скважины через межтрубное пространство.

Предлагаемое техническое решение существенно отличается от всех вышеприведенных аналогов тем, что вытесняющий агент (смесь) готовят в призабойной зоне, а не на поверхности, что по сравнению с известными способами обеспечивает получение и доведение до обрабатываемого пласта смеси с заданными характеристиками, сокращение расхода компонентов агента, уменьшение стоимости установки и эксплуатационных расходов, что достигается за счет того, что внутренняя труба колонны снабжена струйным дозатором, размещенным на нижнем ее конце над покером, закрепленным в наружной трубе, при этом наружная труба на уровне призабойной зоны имеет отверстия для прокачки вытесняющего агента и забора флюида из пласта, а верхний конец присоединен к выходному клапану для выброса флюида, поступающего из обрабатываемого пласта.

На фиг. 1 представлена общая компановка оборудования; на фиг.2 - конструкция дозатора в разрезе.

Оборудование нефтяной (или газовой) скважины состоит из следующих основных узлов:
коаксиально расположенных насосно-компрессорной внутренней 1 и наружной (обсадной) 2 труб;
струйного дозатора 3, размещенного на нижнем конце внутренней трубы;
узла подачи компонентов агента 4, соединяющего внутреннюю трубу через задвижки 5 и 6 с нагнетателями соответственно жидкости и газа;
выпускной задвижки 7 для сброса флюида, поступившего из призабойной зоны.

Наружная труба 2 в нижней части, находящейся в зоне обрабатываемого пласта 8, имеет отверстия 9, а выше них закреплен пакер 10.

Нижний конец внутренней трубы заканчивается двойным клапаном 11.

Струйный дозатор 3 представляет собой камеру 12, выполненную в виде расширения внутренней трубы с узким соплом 13 на нижнем конце, вставленном в отверстие пакера 10. В расширенной полости камеры 12 размещен газовод 14, выполненный в виде полого цилиндра, закрытого сверху потокоразделителем 15 в форме конусной крышки и отверстиями 16 для доступа газа в верхней части цилиндра. По внешней образующей цилиндра перемещается поплавок 17, в верхнем положении перекрывающий отверстия 16. В нижней части цилиндр заканчивается соплом, через которое газ поступает в смеситель 18, а жидкость в смеситель подается через пространство между стенками камеры и цилиндра 19.

В нижней суженной части камеры 14 между выступами камеры и соплом 13 расположен двойной клапан 11, содержащий стержень 20 с уплотняющими наконечниками 21 в форме усеченных конусов, закрепленных на обоих концах, сопряженных с тарельчатыми шайбами: верхняя 22 и нижняя 23, между которыми размещена распорная пружина 24, надетая на стержень 20. При закрытом клапане шайба 23 перекрывает отверстия 25 в стенке камеры 12, через которое флюид поступает в щель 26 между камерой 12 и пакером 10 и далее в межтрубное пространство при сбросе давления в призабойной зоне.

Установка функционирует следующим образом.

Газообразный азот и жидкость соответствующей рецептуры, например в соответствии с патентом [3], по своим трубопроводам и через соответствующие задвижки 6 и 5 поступают с установки через тройник 4 во внутреннюю трубу 2 под давлением 20-30 МПа, при этом температура азота составляет 5-10^oC. На выходе камеры 12 потокоразделитель 15 разделяет жидкость и газ, при этом газ через отверстие 16 поступает в газовод и через него в сопло 13 в смеситель 18, а жидкость поступает в смеситель через полость камеры 12. Дозатор обеспечивает регулирование соотношения газ/жидкость 1:1-10:1, что достигается с помощью поплавка 17, который перекрывает отверстия 16 в корпусе цилиндра газовода 14 в зависимости от уровня жидкости в камере и тем самым изменяет соотношение объемов газа и жидкости, поступающих в смеситель 18. При достижении давления в смесителе на 2-5 МПа выше давления в пласте двойной обратный клапан продавливается в вытесняющий агент через клапан поступает в обсадную трубу 1 ниже пакера 10 и через перфорационные отверстия 9 в призабойную зону 8. Когда давление в смесителе уменьшится до 10% давления в призабойной зоне, двойной обратный клапан продавливается в обратном направлении и флюид через сопло 13, отверстия 25 в стенке камеры 12 и щель 26 поступает в межтрубное пространство колонны и через выпускной клапан выбрасывается на поверхность.

Заявленный способ и оборудование его реализующее обеспечивает высокую эффективность обработки нефтескважин со значительной экономией средств на оборудование и эксплуатацию их.

Изобретение относится к нефтедобыче и обеспечивает получение и доведение до обрабатываемого пласта смеси с заданными характеристиками, сокращение расхода компонентов агента, уменьшение стоимости установки и эксплуатационных расходов, что достигается за счет того в колонну насосно-компрессорных труб, опущенных в скважину, закачивают вытесняющий агент на основе азота и жидкости, содержащей поверхностно-активные вещества, гелеобразователи и кислоты, причем соотношение компонентов регулируют с помощью дозатора, размещенного на нижнем конце внутренней трубы, непосредственно над пакером, закрепленным на внутренней стенке внешней - обсадной трубы 7. 2 с. и 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ обработки призабойной зоны нефтяных скважин путем закачки в призабойную зону по спущенной в скважину колонне насосно-компрессорных труб вытесняющего агента на основе азота и жидкости, содержащей поверхностно-активные вещества, гелеобразователи и кислоты, отличающийся тем, что агент для обработки призабойной зоны формируют с помощью дозатора в призабойной зоне в объемном соотношении азота и жидкости (1 : 1) - (10 : 1) и подают в пласт под давлением, превышающим пластовое на 2 - 5 МПа, при этом азот поступает в дозатор под давлением 20 - 30 МПа и температуре 5 - 10^oС, а сброс пластового давления происходит в межтрубное пространство колонны через двойной обратный клапан, открываемый при падении давления в насосно-компрессорной трубе на 0,5 - 1,0 МПа давления в призабойной зоне. 2. Оборудование для обработки призабойной зоны нефтяных скважин, состоящее из спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных коаксиально расположенных труб, подключенных к установке, подающей азот и жидкость, отличающееся тем, что внутренняя труба снабжена струйным дозатором, размещенным на нижнем ее конце непосредственно над пакером, закрепленным на внутренней стенке обсадной трубы. 3. Оборудование по п.2, отличающееся тем, что струйный дозатор состоит из камеры, выполненной в виде расширения внутренней трубы с соплом-седлом клапана на нижнем конце, вставленного в отверстие пакера, размещенного внутри камеры газовода в форме полого цилиндра, закрытого сверху потокораспределителем в виде конусообразной крышки, имеющего отверстия в верхней части, поплавка, надетого на цилиндр с возможностью перемещения вдоль него, и двойного обратного клапана, при этом цилиндр в нижней части имеет вид узкого сопла, помещенного в верхней полости смесителя, образованного суженной частью камеры, который связан с полостью внешней трубы ниже пакера посредством двойного обратного клапана, причем конусообразное отверстие пакера с плотно примыкающим к его поверхности конусообразным соплом камеры на нижнем ее конце образуют седло двойного обратного клапана. 4. Оборудование по пп. 2 и 3, отличающееся тем, что двойной обратный клапан состоит из стержня, на который надета распорная пружина, с обоих его концов закреплены уплотняющие усеченные конусные наконечники, сопряженные с тарельчатыми шайбами, взаимодействующими с распорной пружиной, корпус клапана образует нижняя суженная цилиндрическая часть камеры с отверстиями в стенках, перекрываемыми нижним клапаном, причем седло нижнего клапана образует конусообразное сопло камеры, а седло верхнего клапана - кольцевой выступ на внутренней стороне корпуса клапана.