СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ И ПАКЕР ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2001 года по МПК E21B43/25 E21B33/12 

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения продуктивности скважин путем интенсификации притоков нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи.

Известен способ электропрогрева призабойной зоны (см., например, А.А. Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. - М., Недра, 1990, с. 36-38), заключающийся в том, что нагревают жидкость в призабойной зоне примерно до 100^oC, что обеспечивает снижение вязкости парафинистых и высоковязких нефтей, например, Усинского и Харьячинского месторождений, в результате повышается нефтеотдача скважин.

Основным недостатком анализируемого способа является возможность его применения в узкой области - при добыче высоковязких и парафинистых нефтей, когда в призабойной зоне выпадают парафины, смолы и асфальтены. Кроме того, описываемый способ сложен в практической реализации, так как часто выходят из строя электронагреватели из-за неудовлетворительного качества кабеля и термонагревательных элементов, работающих в агрессивной среде.

Известен также способ термической обработки призабойной зоны нефтяного пласта по авт. свид. СССР N 467173, кл. E 21 В 43/24, опубл. в БИ N 14, 1975, заключающийся в термической обработке призабойной зоны закачиванием в пласт теплоносителя с высокой теплопроводностью, в качестве которого используют гранулированный материал, например, металлопорошок. Гранулометрический состав металлопорошков выбирают из соображений возможности их закачки, а также их проникающей способности в трещины пласта. Приготовленные суспензии в поровые каналы не проникают, а заполняют имеющиеся и раскрывающиеся в процессе закачки трещины в призабойной зоне пласта. После создания в пласте системы трещин, заполненных гранулированным металлопорошком, в скважину спускают электронагревательное устройство и осуществляют нагрев при забойной зоны.

Способ сложен в реализации, так как фактически является двухэтапным, то есть сначала осуществляют гидроразрыв, а затем закачивают в трещины металлопорошок. Небольшая его эффективность предопределяется тем, что для проникновения металлопорошка в образованные трещины используют малые силы, возникающие от объемного расширения при нагреве призабойной жидкости, поэтому нагрев в глубь пласта распространяется на небольшое расстояние.

Известен способ разрыва пласта, включающий создание трещин разрывом пласта пороховыми газами и их закрепление закачкой насосными агрегатами в пласт жидкости с твердым агентом, например, кварцевым песком (см., например, Желтов Ю.М. Деформация горных пород.- М., Недра, 1966).

Недостатком этого способа является высокая его трудоемкость и стоимость, связанная с применением насосных агрегатов.

Известен также способ размыва пласта пороховыми газами по патенту США N 3422760, кл. 102-21.6, заключающийся в создании трещин давлением газов, образующихся при сгорании в скважине порохового заряда, размещенного против продуктивного пласта. Недостатком способа является то, что пороховые газы только частично используют для создания трещин в призабойной зоне, часть их (порядка 50%) уходит вверх по скважине, при этом происходит закручивание троса, на котором подвешен заряд, что предопределяет необходимость последующего его извлечения. Последняя операция довольно сложна, часто связана с необходимостью разрезания троса и извлечения отдельных его кусков ловителями. Порой не удается извлечь все куски разрезанного троса и приходится бросать скважину.

Известен также способ обработки зоны продуктивного пласта в окрестности забоя с использованием имплозии (см. , например, А.А.Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. - М., Недра, 1990, с.35-36), сущность которого заключается в том, что на колонне насосно-компрессорных труб напротив интервала обрабатываемого пласта устанавливают пустотелую емкость с мембраной. Затем разрывают эту мембрану, в результате чего создается разрежение на забое. За счет возникающей депрессии пластовая жидкость с большой скоростью поступает в скважину. Интенсивное движение жидкости из пласта в скважину способствует очистке фильтруемой части пласта от отложений.

Анализ имеющихся результатов обработки призабойных зон с использованием имплозии на Западно-Тэбукском, Нижнеомринском и Ижма-Омринском месторождениях нефти показал, что этот способ имеет ограниченное применение по горно-геологическим условиям. Он малоэффективен при высокой проницаемости призабойной зоны скважины, так как скорость потока жидкости от продуктивного пласта в скважину мала из-за больших сечений пор и трещин в призабойной зоне.

Кроме того, наблюдались случаи безрезультативного использования имплозии вследствие преждевременного разрыва мембран, изготовленных из серого чугуна СЧ15-32.

Описанные недостатки ограничивают область применения имплозии и не во всех случаях при ее применении достигается положительный результат.

Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны скважины по патенту РФ N 2087693, кл. E 21 В 43/25, опубл. в БИ N 23, 1997 г., включающий спуск глубинного технологического оборудования с зарядом из медленно горящего источника термического воздействия, сжигание последнего в обрабатываемом интервале, технологическую выдержку для аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале, депрессионное воздействие и удаление части скважинной жидкости с поступившими в нее при депрессионном воздействии из призабойной зоны кольматирующими элементами. При этом в качестве медленно горящего источника термического воздействия используют источник термогазового или термогазохимического воздействия, плоскость начала сжигания которого располагают ниже нижних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала на 5-15% его длины, а после аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале производят перемещение глубинного технологического оборудования с источником термогазового или термогазохимического воздействия вдоль обрабатываемого интервала, после чего производят технологическую выдержку для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью.

Недостатком этого способа являются: а) сложность реализации, связанная с перемещением оборудования вдоль обрабатываемого интервала; б) длительность процесса, связанная с перемещением оборудования и технологическими выдержками для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью; в) малые расстояния от стенок скважины, на которые воздействует высокотемпературная зона (именно по этой причине необходимо перемещать оборудование с источником термического воздействия вдоль скважины). Все эти недостатки снижают эффективность использования рассматриваемого способа.

Известен интервальный пакер по авт. свид. СССР N 643625, кл. E 21 В 33/12, опубл. в БИ N 3, 1979, содержащий верхний и нижний пакеры со стволами, выполненными с радиальными каналами, корпус с окнами, якорь, клапанное устройство, гильзу и фиксатор, причем ствол нижнего пакера жестко соединен с гильзой, а фиксатор установлен на конце ствола верхнего пакера с возможностью взаимодействия с гильзой, при этом в нижней части ствола нижнего пакера установлен жестко связанный с ним патрубок, образующий со стволом кольцевую полость, а под герметизирующим элементом установлен поршень, образующий со стволом камеру, сообщающуюся с кольцевой полостью, а при пакеровке - с внутрипакерным пространством. Нижняя поверхность интервального пакера выполнена плоской, что не влияет на эффективность работы пакера, но при использовании его при взрыве - уменьшает эффективность последнего.

Известно также скважинное фиксирующее устройство по авт. свид. СССР N 1122817, кл. E 21 В 47/00, опубл. в БИ N 41, 1984, содержащее корпус, кабель-трос, втулку, стопорный механизм, тяговый механизм, связанный с распорным элементом, снабженным парашютом из эластичного материала, натянутого на каркас из рычагов, шарнирно связанных с втулкой, и упругий элемент, дополнительную пружину, дополнительные упоры, стопорную втулку с внутренними упорами и кольцом-защелкой, нижние рычаги, при этом дополнительная пружина размещена внутри стопорной втулки, установленной в нижней части корпуса, подпружинивая втулку относительно корпуса, и взаимодействует с тяговым механизмом, а дополнительные упоры установлены на нижних рычагах, шарнирно связанных с упругим элементом. Нижняя торцевая его поверхность выполнена в виде конусов.

Недостатком рассматриваемого фиксирующего устройства является неэффективность использования его при взрыве, так как газы, образуемые при нем, будут способствовать разгерметизации скважины.

Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является гидравлический пакер по авт. свид. СССР N 571581, кл. E 21 В 33/12, опубл. в БИ N 33, 1977, содержащий шток, гидронасос и эластичную манжету с пружинящей опорой, выполненной из смещенных друг относительно друга внутренних и внешних рядов пластин, при этом внутренние пластины снабжены наконечниками, которые размещены в эластичной манжете и жестко связаны с пластинами внешнего ряда. Нижняя поверхность пакера выполнена плоской, переходящей в коническую, затем вновь в плоскую и коническую, которые образуют со стенкой скважины клиновой "карман".

Недостатком такого пакера является малая эффективность использования его при взрыве, так как образуемые при взрыве газы способствуют разгерметизации скважины.

Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение эффективности притоков нефти, а следовательно, повышение продуктивности скважины и коэффициента нефтеотдачи и одновременно с этим упрощение технологии обработки призабойной зоны скважины за счет удаления продуктов кольматации из призабойной зоны скважины.

Эта задача решается за счет того, что в способе обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, включающем нагрев жидкости в призабойной зоне и удаление из призабойной зоны продуктов кольматации, согласно изобретению, в призабойную зону с использованием средства подвеса опускают нагревательный элемент для нагрева жидкости выше точки кипения ее компонентов, в призабойной зоне скважины образуют призабойную камеру, верхнюю часть которой выше размещения нагревательного элемента герметизируют пакером, после нагрева жидкости осуществляют ее охлаждение, при этом нагрев жидкости и ее охлаждение осуществляют в объеме призабойной камеры, затем разгерметизируют призабойную камеру удалением пакера, после чего удаляют продукты кольматации из призабойной зоны одновременно с добычей нефти.

Эти операции и их последовательность обеспечивают жидкостный поток сначала в сторону пласта за счет объемного расширения жидкости и повышения давления в призабойной камере, а затем в обратном направлении от пласта за счет депрессии, что обеспечивает одновременно расширение трещин в призабойной зоне за счет возникающего потока, а следовательно, и давления жидкости, а также снижение вязкости нефти и удаление асфальтосмолопарафиновых отложений за счет температурного воздействия (известный эффект воздействия температуры). Обратный поток жидкости из пласта в призабойную камеру способствует очистке фильтруемой части пласта от отложений и в отдельных случаях приводит к разрушению породы призабойной зоны скважины и образованию там дополнительных трещин. Это, в конечном счете, повышает продуктивность скважины и упрощает технологию (так как исключены случаи закручивания троса в скважине из-за наличия пакера, а значит, исключены операции по его разрезанию и извлечению отдельных кусков троса ловителями).

Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять выше точки кипения одной из составляющих ее легких фракций нефти, например бензина.

Такая операция обеспечивает переход в пар легких фракций нефти (температура кипения 80-96^oC). Здесь и ниже речь идет о нормальном давлении в силу того, что в призабойной зоне скважины давление в жидкости зависит от глубины скважины. В соответствии с этим температура кипения воды и фракций возрастает, оставаясь, однако, отличной друг от друга, то есть для конкретной скважины температура кипения их должна рассчитываться в соответствии с весом столба жидкости в скважине.

Жидкость, находясь в призабойной камере, в большей степени увеличивает свой объем и этому способствует пар, в который перешла одна из составляющих легких фракций нефти. В итоге резко повышается давление в призабойной камере и, как следствие, повышается эффективность притока нефти, так как при большем давлении воздействие его осуществляется на большее расстояние от скважины и эффект депрессии будет также большим.

Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять выше точки кипения воды.

Такая операция позволяет повысить эффективность процесса обработки призабойной зоны скважины, так как температура кипения воды выше температуры кипения легких фракций нефти (соответственно 100^o и 80-96^oC при нормальном давлении), поэтому в пар перейдут и вода, и легкие фракции нефти, а следовательно, парциальные давления составляющих жидкости в призабойной камере, перешедших в пар, будут суммироваться и суммарное давление становиться большим, нежели парциальное давление одной из составляющих жидкости, перешедшей в пар.

Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять выше точки кипения одной из составляющих ее тяжелых фракций нефти, например масел. Эта операция еще в большей степени повышает эффективность предлагаемого способа, так как большее количество составляющих жидкости в призабойной камере переходит в пар (температура кипения масел 460-500^oC при нормальном давлении), следовательно, суммарное давление в призабойной камере увеличивается в соответствии с законом Дальтона. Повышается и эффективность воздействия давления в призабойной камере, то есть на большем расстоянии от стенок скважины оно будет воздействовать на частицы в порах призабойной зоны, которые там осаждены. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта повышается за счет одновременного воздействия создаваемого в призабойной камере давления и температуры.

Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять мгновенно, например взрывом. Описываемые выше эффекты еще в большей степени будут проявлены, так как образованные пары, находящиеся в призабойной камере, не успеют частично попасть в жидкость и в продуктивный пласт, что наблюдается при медленном прогреве, в силу чего в призабойной камере будет повышенное давление, а следовательно, на большее расстояние от скважины будет осуществляться воздействие давления.

Целесообразно охлаждение жидкости в объеме призабойной зоны скважины осуществлять принудительно с использованием, например, термопар.

Такая операция интенсифицирует поток жидкости из продуктивного пласта в скважину, что позволяет удалить продукты кольматации из призабойной зоны скважины и повысить дебит нефти. Использование термопар позволяет упростить коммуникации, так как их размер мал, и тем самым увеличить рабочее сечение скважины. Применение термопар целесообразно при отсутствии холодной воды на поверхности (например, в местах с жарким климатом).

Целесообразно также охлаждение жидкости в объеме призабойной камеры осуществлять принудительно, подавая с поверхности холодную воду.

Такая операция также способствует созданию потока из продуктивного пласта в скважину, вымыву продуктов кольматации из трещин и пор в скважину с последующим удалением этих продуктов из призабойной зоны скважины, так как в замкнутом объеме, каким является призабойная камера, с уменьшением температуры уменьшается давление. Кроме того, эта операция способствует упрощению и повышению надежности конструкции пакера, уменьшаются также энергозатраты.

У пакера для обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, содержащего корпус со средствами радиального уплотнения и средство подвеса, согласно изобретению, нижняя торцевая поверхность выполнена в виде вогнутой поверхности второго порядка.

Такая конструкция пакера меньше подвержена отрицательным воздействиям взрыва, в частности, отсутствие "карманов" исключает разгерметизацию пакера (более того, улучшает герметизацию) и, являясь отражателем, направляет взрывную волну вдоль оси скважины в направлении продуктивного пласта, что повышает эффективность обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины.

Целесообразно у пакера вогнутую поверхность второго порядка выполнять полусферической.

Такая конструкция пакера является простейшей в изготовлении и при взрыве, направляя взрывную волну вдоль продольной оси скважины, обеспечивает его самоуплотнение.

Целесообразно у пакера вогнутую поверхность второго порядка выполнять параболоидной.

Такая конструкция пакера повышает эффективность его самоуплотнения и направленность взрывной волны вдоль продольной оси скважины, так как нижняя торцевая поверхность пакера у стенки скважины имеет большую длину и более плавно переходит в цилиндрическую.

Сущность предлагаемого способа обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины и пакера для его осуществления поясняется примером их использования и чертежами.

На представленных чертежах иллюстрируется: фиг. 1 - операция по установке в скважине нагревательного элемента; фиг. 2 - герметизация верхней части призабойной зоны скважины; фиг. 3 - нагрев жидкости в призабойной камере и создание потока жидкости, движущегося в сторону пласта; фиг. 4 - взрыв в призабойной камере; фиг. 5 - операция по охлаждению жидкости в призабойной камере и образование обратного потока жидкости за счет депрессии; фиг. 6 - разгерметизация скважины; фиг. 7 - пакер, размещенный в скважине.

Реализация предлагаемого способа осуществляется в следующей последовательности.

В скважину 1 (обсадную трубу), используя средство подвеса (трос или трубу) 2, опускают в призабойную зону нагревательный элемент 3 (фиг. 1), который может иметь любую конструкцию и принцип действия которого основан на любом физическом или химическом явлении. Так, например, можно использовать медленно горящий источник термогазохимического воздействия в виде пиротехнического заряда марки ЗПИУ-98-850 со следующими характеристиками: длина 850 мм, диаметр 98 мм, масса 7,5 кг; компоненты: горючее 54%, окислитель 40%; технологические добавки 6%; плотность 1,83 г/см³, теплота сгорания 2000-2200 ккал/кг, скорость сгорания 20 мм/с, время сгорания 42,5 с, объем газообразных продуктов 600 л/кг; состав продуктов сгорания: Cl₂, H₂O, H₂, MeO, температура горения 2500^oC, температура воспламенения 500-700^oC, ток зажигания пиротехнического заряда 3-4 А. При использовании такого источника все составляющие жидкости скважины от нагрева перейдут в парообразное состояние. Чем дальше от нагревательного элемента, тем температура ниже, а следовательно, будет зона, где в пар перейдут вода и легкие фракции нефти, затем будет зона, где в пар перейдут только легкие фракции нефти, и, наконец, будет зона, где нагреется вся жидкость в скважине 1 и произойдет ее объемное расширение.

Здесь приведен пример, когда происходит нагрев жидкости свыше температуры кипения тяжелых фракций. Однако можно снизить температуру нагрева, например, до 100^oC. В этом случае не будет зоны, в которой тяжелые фракции нефти перейдут в парообразное состояние. Однако другие зоны останутся.

Следующей операцией является герметизация скважины 1 в верхней части выше размещения нагревательного элемента 3. Для этого используют пакер 4 (фиг. 2, 7), нижняя торцевая поверхность которого может быть любой. Однако в случае мгновенного нагревания (при взрыве) жидкости в призабойной зоне скважины 1 целесообразно выполнять нижнюю торцевую поверхность 5 пакера 4 (фиг. 7) в виде вогнутой поверхности второго порядка. Таким образом, в призабойной зоне скважины 1 образуется призабойная камера 6, верхняя часть которой загерметизирована.

Затем начинают нагревать жидкость, находящуюся в призабойной камере 6. Из-за повышения температуры происходит объемное расширение жидкости в призабойной камере 6, что предопределяет возникновение потока жидкости в сторону забоя скважины 1, а следовательно, и в продуктивный пласт (фиг. 3). Чем больше температура разогрева жидкости в призабойной камере 6, тем более интенсивным будет ее поток в направлении продуктивного пласта. После прекращения нагрева жидкости в призабойной камере 6 ее охлаждают в этой камере, что уменьшает ее объем (фиг. 5), в результате чего образуется обратный поток жидкости от продуктивного пласта в камеру 6. Интенсивность обратного потока будет зависеть от скорости охлаждения жидкости в призабойной камере 6.

Минимальная скорость обратного потока жидкости будет в случае, если охлаждение будет осуществляться естественно, что обеспечит простоту операции, так как при этом не нужно никакого оборудования. Однако эту операцию можно ускорить, осуществив принудительное охлаждение жидкости в призабойной камере 6, для чего предварительно в призабойной камере 6 размещают внизу пакера 4 охладитель 7 (фиг. 5). Целесообразно охладитель 7 и нагревательный элемент 3 закрепить к пакеру 4 снизу и опускать их в скважину 1 одновременно. Охладитель 7 может работать на любом принципе действия: механическом, когда с поверхности скважины 1 прогоняют холодную воду; электрическом, когда используют для охлаждения термопары, или химическом, используя расширяющиеся газы. При использовании холодной воды, подаваемой с поверхности, позиции 2, 7 соответственно означают водную магистраль (для подачи воды) и охладитель, например, в виде радиатора; при использовании электричества эти позиции означают соответственно электрический кабель и термопару (средством подвеса 2 может служить или трос, или электрический кабель, или водная магистраль), при этом водная магистраль или электрический кабель выполняют две функции - средства подвеса и средства для подачи энергии. При охлаждении жидкости в замкнутом объеме уменьшается давление, приводящее к возникновению потока из продуктивного пласта в скважину. Чем интенсивнее охлаждение, тем интенсивнее обратный поток жидкости, а следовательно, будет лучшей очистка трещин и пор в призабойной зоне (улучшается фильтрация). В итоге повысится приток нефти из продуктивного пласта в скважину 1. Выбор принципа охлаждения и соответствующих средств будет определяться экономическим подходом и степенью совершенствования того или иного метода или оборудования.

Если первая операция - нагрев жидкости в призабойной камере 6 - приводит к улучшению проницаемости призабойной зоны, так как засоренность пор и трещин призабойной зоны уменьшается в связи с нагревом и расплавлением осажденного в трещинах и порах парафина, смол и асфальтенов, то операция по охлаждению жидкости в призабойной камере 6 создает разрежение в призабойной зоне, в результате чего наблюдается интенсивное движение жидкости из продуктивного пласта в скважину 1, что способствует очистке фильтруемой части продуктивного пласта от отложений частиц, парафинов, смол и т.д., а в отдельных случаях приводит к разрушению породы призабойной зоны продуктивного пласта и образованию там трещин. Известны случаи, когда после обработки призабойной зоны обратным потоком жидкости с применением имплозии, приток нефти в нефтедобывающих скважинах 1 возрастает в несколько раз. Иногда скважины 1, эксплуатируемые механизированным способом, переходят в фонтанирующие.

Следующей операцией является разгерметизация призабойной зоны скважины 1 (фиг. 6), то есть удаление пакера 4, после чего можно эксплуатировать нефтедобывающую скважину 1. Продукты кольматации удаляют из призабойной зоны скважины 1 после разгерметизации последней. Операцию по удалению продуктов кольматации из скважины осуществляют одновременно с добычей нефти.

При нагреве жидкости в призабойной камере 6 до температуры 80-96^oC (здесь и ниже речь пойдет о температурах при нормальном давлении, так как в скважинах 1 давление жидкости в призабойных зонах различно и зависит от глубины скважины 1, изменяющейся от 800 до 4000 м в зависимости от месторождения) происходит кипение легких фракций нефти (бензин, бензол и т.д.), при температуре 100^oC закипает вода, при температурах 460-500^oC закипают масляные фракции нефти. В призабойной зоне температура кипения воды и фракций нефти увеличивается в зависимости от давления вертикального ствола жидкости в скважине 1, оставаясь отличной друг от друга.

В силу того что призабойная камера герметична, в замкнутом объеме нагрев жидкости приводит к повышению давления.

Если нагреем до температуры кипения легких фракций нефти, то парциальное давление в призабойной камере 6 создается только парами легких фракций нефти. Если нагреем выше, то возникает парциальное давление от паров воды и тяжелых фракций нефти. Соответственно общее давление газов, химически не взаимодействующих друг с другом, равно сумме парциальных давлений этих газов (закон Дальтона).

Для определения оптимальной температуры нагрева жидкости в призабойной камере 6 необходимо знать состав жидкости в скважине 1. Если последняя сильно обводнена, то можно ограничиться прогревом до 100^oC с учетом давления жидкости в скважине 1 (с учетом глубины скважины). Если в нефти много легких фракций, температуру нагрева можно снизить, и наоборот, при большом количестве тяжелых (вязких) фракций в нефти - температуру целесообразно повысить до кипения последних. При любой температуре нагрева жидкость, не перешедшая в пар, будет увеличивать свой объем, повышая давление в призабойной камере, и тем самым способствовать созданию потока от призабойной камеры 6 в сторону продуктивного пласта. Однако эта составляющая будет меньше, чем воздействие давления паров тех или иных фракций нефти и воды. Будет комплексное взаимодействие паров и расширяющейся жидкости в призабойной зоне. При использовании пиротехнических зарядов будет наблюдаться зональный прогрев, где, по мере удаления от заряда, температура будет падать, а следовательно, будет наблюдаться переход в парообразное состояние всех составляющих жидкости вместе или по отдельности.

Чем меньше температура нагрева жидкости в призабойной камере 6, тем меньше затраты энергии для выполнения этой операции, однако и эффективность притока нефти при этом будет ниже. Если использовать нагрев до высоких температур (когда кипят масла), то в некотором отдалении от источника нагрева температура будет ниже максимальной, то есть будет наблюдаться кипение тяжелых и иных фракций нефти вблизи от источника нагрева, а на некотором удалении будут кипеть только вода и легкие фракции нефти.

Наиболее эффективно использовать взрыв для реализации предлагаемого способа обработки призабойной зоны (фиг. 4). В этом случае обеспечивается повышение давления в призабойной камере 6 и нагрев жидкости в ней до максимальных температур, то есть одновременное воздействие давления на поры в призабойной зоне продуктивного пласта и температуры, снижающей вязкость нефти. Учитывая, что верхняя часть призабойной зоны скважины 1 загерметизирована, эффективность взрыва в этом случае по крайней мере в два раза выше, чем эффективность применяемых в настоящее время способов, так как все продукты сгорания направляются только вниз (происходит направленный взрыв).

Для реализации предлагаемого способа с использованием взрыва как операции для мгновенного подъема температуры в призабойной камере 6 целесообразно использовать пакеры 4 с любой конструкцией средств радиального уплотнения, но у которых нижняя торцевая поверхность 5 выполнена в виде вогнутой поверхности второго порядка. В остальном конструкция узлов пакера 4 может быть любой. Такая вогнутая поверхность может быть выполнена полусферической или параболоидной. Эти формы нижней торцевой поверхности 6 пакера 4 обеспечивают направленность взрывной волны вдоль продольной оси скважины 1 и одновременно обеспечивают самоуплотнение пакера 4 по поверхности скважины 1, не создавая концентраторов напряжений в пакере 4. В первом случае упрощается изготовление пакера 4, во втором - повышается эффективность, так как нижняя торцевая поверхность пакера 4 у стенки скважины имеет большую длину и более плавно переходит в цилиндрическую.

С другой стороны предлагаемый способ обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины 1 включает одновременно воздействие взрывной волны, гидроразрыва и температуры, приводящих к образованию дополнительных трещин в призабойной зоне скважины 1, к снижению вязкости нефтяных фракций и особенно отложений, а также к обратному потоку жидкости от продуктивного пласта к скважине 1, что способствует выносу отложений из пор и трещин. Иными словами предложенный способ обработки призабойной зоны скважины 1 обеспечивает положительные эффекты известных способов обработки призабойной зоны. Более того, за счет герметизации верхней части скважины 1 он эффективнее известных способов, так как обеспечивает направленность взрыва, а это, по меньшей мере, в два раза эффективнее простого взрыва в скважине 1.

Другим преимуществом предлагаемого способа является возможность управления степенью прогрева жидкости в призабойной зоне в зависимости от состава нефти и от процентного содержания в ней легких и тяжелых фракций, а также количества воды, что, в определенной мере, позволяет снизить энергетические затраты на эту операцию.

И, наконец, предлагаемый способ обеспечивает сохранность геофизических кабелей и троса, размещенных выше призабойной зоны (выше пакера 4).

Способ обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины и пакер для его осуществления относятся к нефтедобывающей промышленности. В призабойную зону с использованием средства подвеса опускают нагревательный элемент для нагрева жидкости выше точки кипения ее компонентов. В призабойной зоне скважины образуют призабойную камеру, верхнюю часть которой выше размещения нагревательного элемента герметизируют пакером. После нагрева жидкости осуществляют ее охлаждение. Нагрев жидкости и ее охлаждение осуществляют в объеме призабойной камеры. Затем разгерметизируют призабойную камеру удалением пакера. После чего удаляют продукты кольматации из призабойной зоны одновременно с добычей нефти. Пакер для обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины содержит корпус со средствами радиального уплотнения и средство подвеса. Нижняя торцевая поверхность пакера выполнена в виде вогнутой поверхности второго порядка. Повышается продуктивность скважин путем интенсификации притоков нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи. 2 с. и 8 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, включающий нагрев жидкости в призабойной зоне и удаление из призабойной зоны продуктов кольматации, отличающийся тем, что в призабойную зону с использованием средства подвеса опускают нагревательный элемент для нагрева жидкости выше точки кипения ее компонентов, в призабойной зоне скважины образуют призабойную камеру, верхнюю часть которой выше размещения нагревательного элемента герметизируют пакером, после нагрева жидкости осуществляют ее охлаждение, при этом нагрев жидкости и ее охлаждение осуществляют в объеме призабойной камеры, затем разгерметизируют призабойную камеру удалением пакера, после чего удаляют продукты кольматации из призабойной зоны одновременно с добычей нефти. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев жидкости в призабойной камере осуществляют выше точки кипения одной из составляющих ее легких фракции нефти, например бензина. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев жидкости в призабойной камере осуществляют выше точки кипения воды. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что нагрев жидкости в призабойной камере осуществляют выше точки кипения одной из составляющих ее тяжелых фракций нефти, например масла. 5. Способ по любому из пп.1 - 4, отличающийся тем, что нагрев жидкости в призабойной камере осуществляют мгновенно, например взрывом. 6. Способ по любому из пп. 1 - 5, отличающийся тем, что охлаждение жидкости в объеме призабойной камеры осуществляют принудительно с использованием, например термопар. 7. Способ по любому из пп. 1 - 5, отличающийся тем, что охлаждение жидкости в объеме призабойной камеры осуществляют принудительно, подавая с поверхности холодную воду. 8. Пакер для обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, содержащий корпус со средствами радиального уплотнения и средство подвеса, отличающийся тем, что его нижняя торцевая поверхность выполнена в виде вогнутой поверхности второго порядка. 9. Пакер по п. 8, отличающийся тем, что вогнутая поверхность второго порядка выполнена полусферической. 10. Пакер по п. 8, отличающийся тем, что вогнутая поверхность второго порядка выполнена параболоидной.