СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1998 года по МПК E21B49/00 E21B43/25 E21B43/24 

Изобретение относится к области добычи нефти, а конкретнее к способам и техническим средствам интенсификации добычи нефти путем улучшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта гидроимпульсными и физическими воздействиями, а также к области исследования гидродинамических характеристик пластов путем их испытания.

Известно, что пропускная способность прискважинной зоны пласта оказывает большое влияние на производительность скважины. Для восстановления или увеличения гидропроводности прискважинной зоны используются различные физико-химические методы воздействий: тепловые - электронагревателями, горячей нефтью, сжиганием горючих составов, химические - воздействие кислотами, растворителями и др. (Технология и техника добычи нефти и газа, Муравьев И.М. и др., Недра, 1971, с. 97, 129). После обработки скважина подлежит освоению, обычно снижением уровня жидкости компрессированием или свабированием.

Обычно об эффективности воздействия судят по промысловым замерам дебита и динамических уровней скважины до и после обработки. Недостатком этого является отсутствие контроля эффективности воздействия в процессе обработки пласта. Временные и количественные параметры режимов обработок задаются по расчетным и экспериментальным данным. Это может приводить к недоочистке прискважинной зоны пласта или перерасходу времени и средств.

Кроме того, из-за несвоевременного освоения скважины возможна потеря эффекта от обработок. Например, при тепловом воздействии от остывания прискважинной зоны и затвердевания асфальтосмолистопарафиновых отложений (АСПО), при акустическом воздействии - от восстановления структурных свойств этих же веществ, обладающих свойствами неньютоновских жидкостей.

Известна технология импульсного воздействия испытателем пластов на прискважинную зону пласта (технология ИВП), принятая за прототип (Импульсное воздействие испытателями пластов на призабойную зону пласта. Рекламный листок ПО "Татнефтегеофизика", ВНИИОЭНГ, 1993).

Технология включает испытание пласта путем герметизации интервала перфорации пласта, вызова притока, восстановления пластового давления с регистрацией давлений и определением гидродинамических параметров пласта, последующее низкочастотное гидроимпульсное депрессионно-репрессионное воздействие и повторное испытание пласта для оценки эффективности воздействий. Обработка пласта производится импульсами давления с высокой крутизной фронтов и длительностью в несколько минут, создаваемыми открытием и закрытием клапанов испытателя пластов. Возникающие при этом знакопеременные гидроудары на пласт повышают подвижность продуктов, закупоривающих пласт, и способствуют их удалению в режиме притока при испытании пласта после обработки. Эффективность воздействия в добывающих скважинах составляет 66%, в нагнетательных доходит до 80%.

Технология ИВП реализуется пластоиспытательным оборудованием (ИПТ), например, КИОД-110, КИИ-2М-95, МИК-95, состоящим, как минимум, из фильтра, пакера с опорой на забой или стенки скважины, уравнительного, впускного и сливного клапанов, автономных манометров, устанавливаемых под пакером и в трубах выше пакера, труб до устья скважины (РД39-0147716-216-86. Технология исследования добывающих и разведочных скважин в колонне испытателями пластов на трубах, Уфа, 1986).

Технология ИВП осуществляется следующим образом (с. 44). После спуска оборудования на забой скважины производится пакеровка и испытание пласта с регистрацией давлений в режимах притока и восстановления давления. Затем поочередным открытием и закрытием впускного и уравнительного клапанов производится импульсная обработка пласта в количестве 7-10 циклов. Операции завершаются повторным испытанием пласта. Технология ИВП позволяет за один рейс оборудования на забой выполнить обработку пласта и оценить ее эффективность. Эффективность оценивается по изменению гидропроводности прискважинной зоны пласта и коэффициента закупорки пласта Пз по результатам испытания пласта до и после обработки.

Гидропроводность прискважинной зоны пласта определяют по отношению дебита скважины, вычисляемому по данным трубного (верхнего) манометра к средней депрессии на пласт во время притока, регистрируемому фильтровым (нижним) манометром. Коэффициент закупорки Пз определяется отношением гидропроводности удаленной зоны пласта, вычисленным по кривой восстановления давления, к гидропроводности прискважинной зоны пласта.

Недостатком технологии и применяемого оборудования для испытания пластов является отсутствие текущего "мгновенного" контроля давления и других параметров на забое скважины. Об эффективности обработки судят после подъема инструмента по данным регистрации давлений автономными манометрами при испытании пластов до и после обработки. Результатом этого может явиться неполная очистка прискважинной зоны пласта и необходимость повторного спуска и обработки пласта.

Технологию ИВП иногда применяют после физико-химических методов воздействия на пласт - термогазохимвоздействия (ТГХВ), электрогидровоздействия, обработки различными химреагентами. Технологическая успешность комплексирования при своевременном проведения работ по ИВП (с разрывом во времени не более 4-12 часов) достигает до 80% (при комплексировании с ТГХВ - до 90%). Однако в реальных производственных условиях обеспечить это требование не всегда возможно и зачастую такие комплексные операции являются малоэффективными.

Целесообразным является доставка на забой аппаратов для физического воздействия совместно с оборудованием ИПТ и выполнение всех операций за один рейс инструмента на забой скважины. Однако существующее оборудование ИПТ не позволяет обеспечить электрическую связь с устройствами, находящимися ниже пакера, поскольку вышеустанавливаемый впускной клапан механически перекрывает сквозные каналы в трубах и узлах ИПТ.

Наиболее близким к предлагаемому устройству является устройство для испытания пласта на бурильной колонне с отсчетом давления на поверхности, принятое за прототип (патент США N 4510797, МКИ E 21 B 47/00, з. 23.09.1982 г., оп. 16.04.1985 г.).

Устройство содержит трубы от устья до забоя скважины с шаровым впускным клапаном в нижней части. Над клапаном имеется электромеханический контактный узел, подключенный к датчикам, регистрирующим давление и температуру жидкости ниже клапана. Под клапаном размещены пакер и фильтр. Контактный узел позволяет осуществить передачу электрических сигналов от датчиков на поверхность по кабелю-тросу с приспособлением для электромеханической стыковки, спускаемым внутри труб. Также позволяет производить открытие и закрытие шарового клапана путем перемещения приспособления с поверхности через кабель-трос, многократное испытание скважины с текущим контролем давлений над клапаном в трубах и в подпакерной зоне.

Недостатками устройства являются отсутствие электроподвода ниже клапана, конструктивная сложность подключения к устройствам, например, для физического воздействия на пласт, при их установке ниже пакера, поскольку все провода и датчики размещены в корпусных деталях клапана. Измерительные приборы размещены выше клапана, а их чувствительные элементы соединены с подпакерной зоной через гидравлические каналы, которые могут забиваться при очистке пласта и искажать получаемую информацию. Конструкция малопригодна для очистки пласта, т.к. для этих целей необходимы сквозные каналы большого сечения. В данном устройстве сквозной канал выше клапана почти полностью перекрыт приспособлением для стыковки, спускаемым на кабеле, поскольку электрические контакты размещены на внутренней поверхности сквозного канала и на наружной поверхности приспособления. В случае забивания каналов песком, парафинистыми отложениями нет возможности сквозной промывки каналов оборудования без его разборки, т.к. шаровой клапан перекрывает сквозной канал, а для его открытия необходима установка внутри канала приспособления для его открытия, которое в свою очередь вновь перекроет сквозной канал.

Задачей изобретения является повышение геологической и технико-экономической эффективности обработки прискважинной зоны пласта за счет более полного удаления отложений, закупоривающих прискважинную зону пласта, улучшения эксплуатационных характеристик узлов оборудования.

Достигается это следующим образом.

В известном способе обработки прискважинной зоны пласта, включающем испытание пласта путем герметизации интервала перфорации пласта, вызова притока, восстановления пластового давления с контролем текущих давлений и определением гидродинамических параметров пласта, физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие на прискважинную зону пласта с определением текущих значений гидропроводности прискважинной зоны пласта, повторное испытание пласта для оценки эффективности воздействий с отбором и удалением из скважины продуктов обработки, физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие осуществляют одновременно до стабилизации текущих значений гидропроводности прискважинной зоны, а режим депрессионно-репрессионного воздействия подбирается таким образом, что объем жидкости, отбираемый из пласта при депрессии в процессе обработки до стабилизации гидропроводности прискважинной зоны, равен объему жидкости задавливаемого в пласт при репрессии, а после стабилизации гидропроводности прискважинной зоны отбираемый объем устанавливается больше задавливаемого объема.

В устройстве для обработки прискважинной зоны пласта способом по п.1, содержащем комплект пластоиспытательного оборудования в составе последовательно соединенных снизу-вверх фильтра, пакерно-якорного узла, уравнительного клапана и впускного клапана золотникового типа с радиальными входными и выходными отверстиями, сливного клапана, труб до устья скважины, контейнер с аппаратом для физического воздействия на прискважинную зону пласта, размещенный под фильтром, дистанционные манометры для контроля давлений ниже пакера и выше пакера в трубах, электроконтактный узел для стыковки дистанционных приборов и аппарата для физического воздействия с наземной аппаратурой посредством кабеля, спускаемого внутри труб, состоящий из контактного наконечника в глубинной части и ответной розетки на кабеле, все узлы оборудования выполнены со сквозными каналами, манометр для контроля давления ниже пакера размещен в сквозном канале под впускным клапаном, а манометр для контроля давления выше пакера в трубах размещен на кабеле над ответной розеткой, в сквозном канале впускного клапана размещен электропереходник, выполненный извлекаемым без разборки клапана, состоящий из контактного наконечника с контактными кольцевыми электродами и изоляторами, стандартного геофизического наконечника, стержня и втулки с уплотнительными элементами, размещенной между входными и выходными отверстиями впускного клапана и разделяющей сквозные каналы оборудования на подпакерную и надпакерную зоны, стержень проходит по оси втулки через герметичное соединение, причем длина стержня равна длине впускного клапана, диаметр много меньше диаметра сквозного канала, стержень выполнен со сквозным каналом, содержащим электропроводку, соединяющую контактный и геофизический наконечники, подсоединенные к стержню в верхней и нижней его частях соответственно, причем герметизация сквозного канала стержня осуществляется элементами контактного наконечника, а диаметр контактного наконечника равен или меньше наружного диаметра стержня, геофизический наконечник подключен к манометру для контроля давления ниже пакера и через него к аппарату для физического воздействия, а контактный наконечник содержит центрирующую шайбу со сквозными отверстиями для пропуска жидкости и находится в жидкостной среде из растворителя асфальтосмолистопарафиновых отложений.

Устройство по п. 2 отличается тем, что аппарат для физического воздействия выполнен в виде термоисточника с электроподводом, контейнер содержит в верхней части боковые каналы, фильтр и контейнер разобщены установленным между ними электрогермовводом, а выше фильтра установлена буферная емкость.

Существенным отличием предлагаемого способа является то, что обеспечивается полное комплексирование гидроимпульсного депрессионно-репрессионного и физического воздействий путем их одновременного выполнения. Это позволяет исключить недостатки, характерные для аналогов, где имеется временной разрыв между методами воздействий и теряется эффект от физического воздействия. Например, при тепловом воздействии вследствие застывания асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) с образованием более прочных структур, при акустическом воздействии от восстановления структурных свойств нефти и снижения ее подвижности.

В предлагаемом способе комплексное воздействие производится до стабилизации текущих значений гидропроводности прискважинной зоны пласта. Таким образом обеспечивается максимально возможная для применяемых методов очистка пласта.

Для этого при одновременном физическом и импульсном депрессионно-репрессионном воздействии во время каждого депрессионного импульса, который в стандартной методике ИВП имеет длительность 1-3 мин, определяется гидропроводность пласта. При этом получаемые величины будут характеризовать гидропроводность прискважинной зоны пласта, т.к. радиус охвата возмущением пласта (r) определяется пьезопроводностью этой зоны (χ) и временем от начала возмущения (t).

Известно, что прискважинная зона пласта наиболее сильно влияет на закупорку пласта, и ее состояние наибольшим образом будет характеризовать процесс изменения фильтрационных характеристик пласта.

Гидропроводность является широко применяемым в подземной гидравлике параметром, характеризующим добывные возможности скважины. Гидропроводность пласта при плоско-радиальной фильтрации определяется его проницаемостью (K), толщиной пласта (h) и вязкостью жидкости (μ) и оценивается через дебит скважины (Q) при депрессии (P_д).

Предлагаемое данным способом определение гидропроводности от цикла к циклу гидроимпульсного воздействия с помощью дистанционных манометров, обеспечивающих "мгновенный" контроль, позволяет проследить характер его изменения и выполнить обработку до полной стабилизации параметра, т.е. до полной очистки прискважинной зоны пласта.

При возвратно-поступательном движении подвижных частиц породы при депрессионно-репрессионном воздействии имеется опасность задавливания этих частиц в дальнюю зону пласта. При совмещении, например, с тепловым воздействием АСПО, попадая в эту зону с пониженной температурой, могут вызвать повторную закупорку пласта. Для исключения этого режим депрессионно-репрессионного воздействия подбирается таким образом, что объем жидкости, отбираемый из пласта при депрессии, устанавливается равным объему жидкости задавливаемого в пласт при репрессии. При наличии информации о давлениях это обеспечивается простым регулированием длительности импульсов.

Процесс гидроимпульсной обработки пласта сопровождается возрастанием подвижности механических частиц и высокомолекулярных органических соединений (АСПО), закупоривающих пористую среду коллектора. Совмещение импульсной обработки с физическими методами воздействия взаимно усиливает эффективность обработок. В неоднородном пласте в воздействие включаются новые слабопроницаемые пропластки.

После стабилизации гидропроводности ближней зоны пласта в процессе комплексной обработки необходимо удалить продукты закупорки из породы. В предлагаемом способе это осуществляется без прекращения импульсного воздействия путем превышения отбираемого объема над задавливаемым. Это позволяет повысить качество очистки, т.к. импульсный режим притока исключит застревание твердых частиц в порах, предотвратит структурообразование соединений нефти, которое повышает ее вязкость. В процесс очистки будут вовлечены и слабопроницаемые интервалы пласта, что увеличит эффективную работающую мощность пласта.

Существенным отличием предлагаемого устройства, которым осуществляется предлагаемый способ, является наличие сквозного канала во всех узлах оборудования, включая впускной клапан. В его сквозном канале установлен электропереходник, выполненный извлекаемым без разборки клапана. Это позволяет, во-первых, облегчить очистку каналов от песка, асфальтосмолистопарафиновых отложений, обычно плотно закупоривающих все каналы после обработки пласта. В впускном клапане это достигается извлечением электропереходника, имеющего стержень по всей длине осевого канала клапана. В образовавшееся отверстие подается струя жидкости, которая вымывает твердые частицы со стенок канала или в вертикальном положении непосредственно на скважине постукиванием разуплотняют и высыпают твердую массу.

Кроме того, модульное исполнение электропереходника облегчает его замену в случае ремонта, необходимости замены стандартного геофизического наконечника на другой типоразмер. Конструкция оборудования не имеет электрических проводов и датчиков в корпусных деталях. Все провода размещены в электропереходнике и защищены стержнем от механических повреждений.

Подпакерный манометр подключен к геофизическому наконечнику в нижней части электропереходника и находится в сквозном канале ниже впускного клапана. Это позволяет использовать стандартные геофизические приборы для измерения давления, температуры и пр. , стандартную систему передачи, регистрации и обработки информации. Прибор для измерения давления в надпакерной зоне в полости труб размещен на кабеле над ответной розеткой и спускается внутрь труб до стыковки розетки с контактным наконечником. Наличие второго манометра, спускаемого на кабеле, позволяет оценивать текущий дебит скважины, исключать потерю информации при отказе первого манометра, спускаемого на трубах, и повышать надежность измерений.

Таким образом, обеспечивается дистанционный контроль давлений в разных точках, необходимый для качественной интерпретации диаграмм давлений при испытании и обработке пласта. Обеспечивается возможность удобного подключения нижерасположенного аппарата для физического воздействия на пласт, например, электронагревателя, через переходник в нижней части манометра, возможность его установки на любом расстоянии от манометра путем пропуска кабеля по сквозному каналу. В конечном счете становится возможным одновременный и "мгновенный" контроль параметров процессов физического и импульсного воздействия, оперативного управления этими процессами для осуществления предлагаемого способа и достижения указанной цели.

Вынос стержнем геофизического наконечника к нижней части клапана позволяет подключать к нему манометр и извлекать электропереходник без разборки клапана.

Диаметр стержня много меньше диаметра сквозного канала впускного клапана для обеспечения минимального гидравлического сопротивления потоку жидкости, облегчения выноса продуктов очистки и исключения забивания ими сквозного канала.

Диаметр контактного наконечника равен или меньше наружного диаметра стержня. Это обеспечивает беспрепятственное извлечение стержня с наконечником из плотной среды, забивающей сквозной канал после очистки пласта.

Если для физического воздействия используется термоисточник с электроподводом, то контейнер содержит в верхней части боковые каналы, предназначенные для выхода нагретой жидкости или газообразных продуктов сгорания. Это позволяет эффективно использовать тепловую энергию, т.к. горячие жидкости или газ сразу вовлекаются в репрессионный поток жидкости, выходящий из фильтра, расположенного непосредственно над контейнером. Тем самым исключается опасность перегрева отдельных участков интервала перфорации, который может вызвать коксообразование и закупорку этого участка. Электрогермоввод позволяет защитить вышеразмещенный манометр от перегрева и выхода из строя в аварийных ситуациях с выделением большого количества тепла за единицу времени или отсутствия теплопереноса в пласт.

Буферная емкость, размещаемая над фильтром, предназначается для экономичного использования тепловой энергии. Наличие емкости исключает попадание нагретой жидкости при депрессии в полость труб, откуда она не возвращается. Задавливание нагретой жидкости осуществляется новой порцией жидкости, поступающей через уравнительный клапан из затрубного пространства выше пакера. Благодаря буферной емкости холодная жидкость в репрессионный период, протолкнув горячую жидкость в пласт, при создании депрессии поступает в трубы, а горячая при последующей репрессии вновь участвует в импульсном воздействии.

Таким образом предлагаемые способ и устройство соответствуют критерию "Новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "Изобретательский уровень".

Применение способа и устройства для его осуществления представлено фигурами 1, 2, 3.

Фиг. 1 - схема компоновки оборудования для комплексной обработки прискважинной зоны пласта.

Фиг. 2 - общий вид впускного клапана.

Фиг. 3 - диаграммы давлений в подпакерной и в трубах в надпакерной зонах при реализации предлагаемого способа.

Предлагаемое устройство для обработки прискважинной зоны пласта включает комплект пластоиспытательного оборудования в составе последовательно соединенных снизу-вверх (фиг. 1) фильтра 1, пакерно-якорного узла 2, уравнительного клапана 3, впускного клапана 4, сливного клапана 5 и труб 6 до устья скважины. Трубы спускаются порожними для создания депрессии на пласт и вызова притока. Устройство оснащено устьевым блоком 7 для пропуска внутрь труб геофизического кабеля и его герметизации, контейнером 8 с аппаратом для физического воздействия на прискважинную зону пласта, размещенным под фильтром, дистанционными манометрами - нижним 9 для контроля давлений под пакером и верхним 10 - в трубах 6 выше пакера и впускного клапана, электроконтактным узлом 11 для стыковки дистанционного манометра и аппарата для физического воздействия с наземной аппаратурой посредством кабеля, спускаемого внутри труб 6. Электроконтактный узел 11 состоит из контактного наконечника 12 в глубинной части и ответной розетки 13 на кабеле. Все узлы оборудования имеют сквозные осевые каналы. Полость канала выше впускного клапана в зоне контактного наконечника 12 заполнена растворителем асфальтосмолистопарафиновых отложений 14.

В качестве аппаратов для физического воздействия на пласт могут быть использованы различные типы электронагревателей, генераторы электрогидравлического воздействия, жидкие или твердые горюче-окислительные составы, различные виды перфораторов и др. На фиг. 1 показана конструкция контейнера с устройством для физического воздействия, выполненным в виде трубы, заполненной горюче-окислительным составом 15 с электровоспламенителем 16, электрогермовводом 17 и каналами 18 на боковой поверхности для выхода горючих газов, размещенными в верхней части контейнера.

Роль буферной емкости выполняет патрубок 19, устанавливаемый между пакером 2 и фильтром 1.

Впускной клапан (фиг. 2) содержит шток 21 с муфтой 22 и корпусом 23. В сквозном канале впускного клапана размещен электропереходник 24, выполненный извлекаемым без разборки клапана. Электропереходник состоит из контактного наконечника 12 с контактными кольцевыми электродами и изоляторами, стандартного геофизического наконечника 26, стержня 27 и втулки 28 с уплотнительными элементами 9. Втулка 8 размещена между входными 30 и выходными 31 отверстиями впускного клапана и разделяют сквозные каналы оборудования на подпакерную и надпакерную зоны. Стержень 27 проходит по оси втулки через герметичное соединение, в данном случае сварное. Длина стержня равна длине впускного клапана, а диаметр много меньше диаметра сквозного канала. К стержню в нижней части подсоединен стандартный геофизический наконечник 26, в верхней - контактный наконечник 25. Стержень выполнен со сквозным каналом 32, содержащим электропроводку 33, соединяющую контактный и геофизический наконечники. Герметизация сквозного канала стержня осуществляется элементами контактного наконечника. Диаметр контактного наконечника равен наружному диаметру стержня. Контактный наконечник содержит центрирующую шайбу 34 со сквозными отверстиями для пропуска жидкости.

Впускной клапан содержит также поршень 35 с цилиндром 36, верхняя часть которого через канал 37 соединена с внутренней полостью клапана, а нижняя - через канал 38 с наружным пространством. Геофизический наконечник 26 при транспортировке клапана защищается колпаком 39.

Впускной клапан изображен в закрытом состоянии, которое обеспечивается усилием пружины 40.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

Предлагаемое устройство в собранном виде (фиг. 1) спускается на НКТ на забой скважины и осуществляется герметизация интервала перфорации пласта установкой пакера. Пакер устанавливается на такой глубине, чтобы контейнер с горюче-окислительным составом находился напротив интервала перфорации, а каналы выхода газа на верхней отметке интервала. Установка пакера осуществляется в зависимости от ее конструкции, например, вращением и посадкой инструмента. Контроль операции осуществляется по индикатору веса на устье. После посадки пакера необходимо немедленно приподнять трубы и выбрать их вес по индикатору без снятия пакера, т.к. при разгрузке веса труб открывается впускной клапан и на пласт создается депрессия за счет порожних НКТ с их заполнением пластовой жидкостью. В верхнем положении труб впускной клапан закрывается, а открывается уравнительный клапан, сообщающий подпакерную зону скважины с затрубной зоной выше пакера с созданием репрессии на пласт. Репрессия создается за счет гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины, которое увеличивается за счет повышения уровня при спуске порожней колонны НКТ и обычно превышает пластовое давление.

На верхнюю НКТ наворачивается устьевой блок 7 для пропуска кабеля и герметизации устья. К геофизическому кабелю подсоединяется манометр 10 и розетка 13 электроконтактного узла 11 и пропускается через систему роликов блока 7 в полость труб. Кабель спускается на забой скважины и осуществляется стыковка розетки 13 на кабеле с контактным наконечником 12 на впускном клапане 4. Подключается измерительная аппаратура и делаются контрольные замеры давлений манометрами.

Производится испытание пласта путем вызова притока и восстановлением давления. Для этого приспускают трубы и разгружают их вес на якорный узел. Штоки впускного и уравнительного клапанов перемещаются, первый открывается, а второй закрывается. На пласт создается депрессия и происходит приток жидкости из пласта в НКТ. Процесс контролируется дистанционными манометрами и регистрируется в той или иной форме наземной аппаратурой. На фиг. 3 в аналоговой форме показаны диаграммы давлений верхнего и нижнего манометров. После непродолжительного режима притока (участок A-B диаграммы Pпп) колонна НКТ приподнимается до промежуточного положения клапанов, когда впускной клапан закрылся, а уравнительный не открылся. Это положение определяется по показанию нижнего манометра. Этот режим (участок B-C) продолжается до стабилизации давления до величины пластового давления P_пл. При необходимости более точного определения параметров процесс повторяется. Затем дальнейшим приподъемом труб открывается уравнительный клапан и давление под пакером восстанавливается до гидростатического P_гст. По полученным величинам давлений от обоих манометров определяются параметры пласта: пластовое давление P_пл, гидропроводности прискважинной и удаленной зон пласта (kh/μ)п, (kh/μ)уд, коэффициент призабойной закупорки Пз, коэффициент продуктивности Кп и дебиты по известным методикам для экспресс-обработки диаграмм испытания пласта.

Далее производится обработка прискважинной зоны пласта.

По кабелю на термоисточник, конкретнее на воспламенитель, подают импульс тока. Воспламенитель срабатывает и поджигает горюче-окислительный состав. Рецептура состава должна быть подобрана таким образом, чтобы обеспечивалось длительное горение - десятки минут. Этому условию удовлетворяют, например, ряд сортов баллиститных порохов, применяемых в твердотопливных ракетных двигателях. Тепло, выделяемое при горении, нагревает скважинную жидкость через стенки контейнера и горячими газами, истекающими через боковые каналы 18 контейнера 8 (фиг. 1). Нагретая жидкость перемещается репрессионным потоком жидкости через перфорационные каналы в прискважинную зону пласта, разогревает породу и АСПО, закупоривающие каналы в пористой среде породы. При температуре более 50^oC C АСПО становятся текучими и отрываются от стенок каналов. Затем посадкой труб открывают впускной клапан, уравнительный закрывается. Давление под пакером резко падает до минимального, определяемого столбом жидкости, отобранной в трубы при испытании пласта. Под действием пластового давления жидкость из прискважинной зоны пласта перемещается в ствол скважины, далее в фильтр 1 и буферную емкость 19. Длительность цикла притока подбирается таким образом, чтобы установился квазистационарный режим фильтрации для надежной интерпретации давлений. Максимальная длительность времени притока ограничивается объемом буферной емкости 19. При этом объем жидкости, поступившей из пласта, оценивается по показаниям верхнего манометра.

Далее приподъемом труб клапаны переключаются - впускной закрывается, уравнительный открывается. Давление под пакером резко с гидравлическим ударом восстанавливается до гидростатического P_гст. На пласт действует репрессия P_р=P_гст-P_пл. Происходит обратный переток жидкости из затрубного пространства в буферную емкость, а из нее в ствол скважины. В стволе скважины жидкость дополнительно нагревается и задавливается в пласт, перемещая тепловой поток вглубь пласта. При этом температурный фронт, обеспечивающий расплавление АСПО, также перемещается в радиальном направлении. Таким образом, многократное депрессионно-репрессионное воздействие с одновременным нагреванием жидкости в стволе скважины позволяет прогреть прискважинную зону пласта при условии равенства объемов жидкости, отбираемых при депрессии и задавливаемых при репрессии. При этом теплопередача в глубину пласта осуществляется за счет нагрева скелета породы, который затем передает тепло жидкости, поступившей из дальней зоны при депрессии, далее повторный нагрев при репрессии и т.д. Благодаря этому исключается опасность задавливания АСПО и твердых частиц в глубину пласта, где возможна повторная закупорка. Одновременно обеспечивается прогрев всей прискважинной зоны пласта с ухудшенными фильтрационными параметрами.

Практически для поддержания равенства закачиваемых и отбираемых объемов необходимо определить величину депрессии P_д и репрессии P_р на пласт.

P_д=P_пл-P_a-b;
P_р=P_гст-P_пл.

Здесь величины P_a-b - давление на забое во время притока и P_д - являются переменными, а P_р - практически постоянная.

Тогда для обеспечения равенства объемов необходимо обеспечить соотношение времени депрессии T_д и времени репрессии T_р через отношение давлений.

T_д/T_р = P_р/P_д.

Т. е. во сколько раз депрессия на пласт больше репрессии, во столько же раз время репрессионного воздействия должно быть меньше времени репрессионного воздействия.

В процессе обработки пласта фиксируются значения давлений обоими манометрами за минимальный промежуток времени в начале депрессионного воздействия (точки An, Bn верхнего манометра и a, b нижнего манометра). По ним определяется гидропроводность пласта

где
ΔP_a-b - приращение давления верхнего манометра,
Z - переводной коэффициент, определяется через диаметр труб и удельный вес отбираемой жидкости,
P_a-b - среднее значение давления отбора под пакером за промежуток времени t между точками A-B.

Практически нет необходимости выполнять все вычисления, т.к. по предлагаемому способу важным является характер изменения гидропроводности. Можно определять значения давлений, например, в мм диаграммного бланка и подставляя в вышеприведенную зависимость, контролировать изменение гидропроводности. Этого будет достаточно для реализации операций предлагаемого способа.

После стабилизации гидропроводности прискважинной зоны пласта увеличивают длительность депрессионного и снижают длительность репрессионного воздействия. Жидкость в импульсном режиме начинает поступать в НКТ вместе с продуктами обработки. Общая длительность депрессионных периодов должна обеспечить отбор объема жидкости, вмещающейся в пористой среде прискважинной зоны с закупоркой, и определяется по известным методикам. Особенность гидроимпульсного отбора жидкости в том, что осуществляется очистка не только высокопроницаемых участков пласта, очисткой охватываются и слабопроницаемые интервалы. Тем самым увеличивается работающая мощность пласта.

После обработки повторяют операции по испытанию пласта, определяют гидропроводности прискважинной и дальней зон пласта и другие параметры, сравнивают с результатами испытания до обработки. Полученный материал позволяет документально подтвердить результаты работ и может быть использован для подбора новой характеристики глубинно-насосного оборудования для эксплуатации скважины.

По завершении повторного испытания пласта извлекают из скважины кабель с манометром и электроконтактной розеткой, приподъемом труб снимают пакер и поднимают глубинное оборудование на трубах. При появлении НКТ с жидкостью давлением с устья открывают сливной клапан. При необходимости прямым или обратным потоком промывают полость труб от продуктов очистки пласта и продолжают подъем труб. Оборудование разбирают на отдельные узлы, очищают от песка и грязи. У впускного клапана в подвешенном состоянии снимают манометр, отворачивают и извлекают электропереходник, постукиванием или потоком жидкости удаляют продукты очистки пласта из сквозного канала. В стационарных условиях проверяется состояние клапана и уплотнительных колец на его золотниковой части, которые испытывают большую нагрузку в моменты открытия и закрытия клапана.

Предлагаемый способ и устройство для его осуществления позволяют повысить геологическую и технико-экономическую эффективность обработки прискважинной зоны пласта, так как позволяют более полно удалить отложения, закупоривающие прискважинную зону пласта, улучшить эксплуатационные характеристики оборудования.

Кроме того, предлагаемое устройство позволяет осуществлять испытание скважин с дистанционным контролем и регистрацией давлений и других параметров. Это позволяет, во-первых, производить надежное и качественное испытание пласта с оперативной обработкой информации с применением компьютерных технологий интерпретации данных. При использовании комплексных приборов, например, для контроля состава отбираемой жидкости, возможно решение ряда геологических задач по оценке насыщенности пласта и др. Наличие дистанционных приборов позволяет за один рейс оборудования на забой раздельно исследовать многопластовые месторождения нефти и газа.

Изобретение относится к добыче нефти и предназначено для интенсификации добычи нефти путем улучшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта и испытания пластов. Задачей изобретения является повышение геологической и технико-экономической эффективности обработки прискважинной зоны пласта за счет более полного удаления закупоривающих его отложений и улучшения эксплуатационных характеристик узлов оборудования. Для этого на прискважинную зону пласта производят одновременное физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие до стабилизации текущих значений гидропроводности прискважинной зоны. При этом режим депрессионно-репрессионного воздействия подбирается таким образом, что объем жидкости, отбираемый из пласта при депрессии в процессе обработки, равен объему жидкости задавливаемого в пласт при депрессии. После стабилизации гидропроводности прискважинной зоны отбираемый объем устанавливается больше задавливаемого объема. В устройстве для осуществления способа во всех узлах оборудования, включая впускной клапан, выполнен сквозной канал. В сквозном канале клапана установлен электропереходник. 2 с. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий испытание пласта путем герметизации интервала перфорации пласта, вызова притока, восстановления пластового давления с контролем текущих давлений и определением гидродинамических параметров пласта, физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие на прискважинную зону пласта с определением текущих значений гидропроводности прискважинной зоны пласта, повторное испытание пласта для оценки эффективности воздействий с отбором и удалением из скважины продуктов обработки, отличающийся тем, что физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие осуществляют одновременно до стабилизации текущих значений гидропроводности прискважинной зоны, а режим депрессионно-репрессионного воздействия подбирается таким образом, что объем жидкости, отбираемый из пласта при депрессии в процессе обработки до стабилизации гидропроводности прискважинной зоны, равен объему жидкости задавливаемого в пласт при репрессии, а после стабилизации гидропроводности прискважинной зоны отбираемый объем устанавливается больше задавливаемого объема. 2. Устройство для обработки прискважинной зоны пласта способом по п.1, содержащее комплект пластоиспытательного оборудования в составе последовательно соединенных снизу вверх фильтра, пакерно-якорного узла, уравнительного клапана и впускного клапана золотникового типа с радиальными входными и выходными отверстиями, сливного клапана, труб до устья скважины, контейнер с аппаратом для физического воздействия на прискважинную зону пласта, размещенный под фильтром, дистанционные манометры для контроля давлений ниже пакера и выше пакера в трубах, электроконтактный узел для стыковки дистанционных приборов и аппарата для физического воздействия с наземной аппаратурой посредством кабеля, спускаемого внутри труб, состоящий из контактного наконечника в глубинной части и ответной розетки на кабеле, отличающееся тем, что все узлы оборудования выполнены со сквозными каналами, манометр для контроля давления ниже пакера размещен в сквозном канале под впускным клапаном, а манометр для контроля давления выше пакера в трубах размещен на кабеле над ответной розеткой, в сквозном канале впускного клапана размещен электропереходник, выполненный извлекаемым без разборки клапана, состоящий из контактного наконечника с контактными кольцевыми электродами и изоляторами, стандартного геофизического наконечника, стержня и втулки с уплотнительными элементами, размещенной между входными и выходными отверстиями впускного клапана и разделяющей сквозные каналы оборудования на подпакерную и надпакерную зоны, стержень проходит по оси втулки через герметичное соединение, причем длина стержня равна длине впускного клапана, диаметр много меньше диаметра сквозного канала, стержень выполнен со сквозным каналом, содержащим электропроводку, соединяющую контактный и геофизический наконечники, подсоединенные к стержню в верхней и нижней его частях соответственно, причем герметизация сквозного канала стержня осуществляется элементами контактного наконечника, а диаметр контактного наконечника равен или меньше наружного диаметра стержня, геофизический наконечник подключен к манометру для контроля давления ниже пакера и через него к аппарату для физического воздействия, а контактный наконечник содержит центрирующую шайбу со сквозными отверстиями для пропуска жидкости и находится в жидкостной среде из растворителя асфальтосмолистопарафиновых отложений. 3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что аппарат для физического воздействия выполнен в виде термоисточника с электроподводом, контейнер содержит в верхней части боковые каналы, фильтр и контейнер разобщены установленным между ними электрогермовводом, а выше фильтра установлена буферная емкость.