СПОСОБ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2002 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к технологии освоения нефтяных перфорированных нефонтанирующих скважин.

Известно освоение нефтяных перфорированных скважин, включающее разные технологии воздействия на пласт для стимулирования его отдачи и повышения притока. К таким технологиям относятся воздействие на пласт химически активными веществами, гидроразрыв пласта, использование пороховых генераторов давления и т. д. (Инструкция по разрыву пластов давлением пороховых газов. М. , Недра, 1990; Термохимическое воздействие на малодебитные и сложные скважины. Г. Л. Чазов, В. И. Азаматов и др. М. , Недра, 1986).

Недостатком этих технологий является то, что воздействию подвергается только близкорасположенная от скважины зона пласта. Так как энергия более удаленных участков пласта в этом случае не задействована, то после прекращения воздействия на пласт требуется время для прохождения флюидом прискважинной зоны и выноса шлама через фильтр в скважину. Поскольку поток неуправляем, фильтр засоряется раньше, чем начинается мощный приток флюида.

Этот недостаток устранен в другом известном способе освоения нефтяных скважин, принятом за прототип (К. И. Джафаров. Поршневое тартание// Нефтяное хозяйство. 1995, 5/6, с. 91-93). В прототипе освоение включает удаление части жидкости из скважины путем тартания (свабирования) жидкости из насосно-компрессорных труб (НКТ) и затрубного пространства при возвратно-поступательном перемещении поршня (сваба) лебедкой (подъемником). Постепенное удаление жидкости из скважины приводит к плавному снижению давления скважинной жидкости в зоне пласта. Пласт также постепенно начинает давать приток. Вынос шлама происходит постепенно, и значительная его часть успевает уйти из фильтра в скважину до получения мощного притока флюида.

Однако полного очищения пласта не происходит, поскольку в скважине пласт сильно загрязнен шламом в результате первичного и вторичного его вскрытия. Кроме того, процесс притока флюида слабо управляем, так как очистка фильтра выполняется самим пластом. Это является недостатком способа. Другим недостатком является длительность процесса свабирования.

Задача заявляемого изобретения - создать способ освоения скважин, лишенный недостатков прототипа.

Результатом, достигаемым при использовании заявляемого изобретения, является управляемый и более быстрый процесс освоения скважины, а также качественная очистка фильтра.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе освоения нефтяных перфорированных скважин, включающем возвратно-поступательное перемещение поршня в НКТ для удаления скважинной жидкости до расчетного уровня, согласно изобретению определяют расчетную величину депрессии на пласт, устанавливают на НКТ пакер на глубину, обеспечивающую расчетную величину депрессии при понижении уровня гидростатического столба жидкости до уровня пакера, опускают поршень до уровня пакера и совершают локальное возвратно-поступательное перемещение поршня с равной или разной скоростью до момента стабилизации высоты хода поршня, при которой фиксируется стабилизация давления подпоршневой жидкости, затем возвратно-поступательные перемещения прекращают и рассчитывают теоретический дебит скважины по формуле

где r - радиус НКТ;
H - суммарный ход поршня за время t;
t - время работы поршня;
K - коэффициент перетока жидкости между поршнем и стенками НКТ, равный отношению объема удаленной жидкости и объема, пройденного поршнем за все ходы,
после этого в НКТ устанавливают обратный клапан, опускают поршень на планируемый уровень установки добычного насоса, определяют скорость перемещения поршня из условия равной производительности удаления жидкости поршнем и насосом, выполняют несколько возвратно-поступательных перемещений поршня и измеряют объем откачанной жидкости и средний объем жидкости за один ход, который принимают за фактический для данного насоса и планируемой глубины его установки с перерасчетом на суточный дебит.

Установка пакера необходима для исключения дестабилизирующего влияния столба надпакерной затрубной жидкости на процесс освоения, происходящий ниже пакера, поскольку указанное влияние значительно снижает разность давлений в режимах депрессии и репрессии. Условие локальности возвратно-поступательного перемещения поршня, при которой часть удаляемой жидкости остается над поршнем, обеспечивает управляемость процесса и непрерывную очистку фильтра и пласта вследствие чередующегося воздействия на них в режимах депрессии-репрессии: при подъеме поршня под ним образуется зона пониженного давления за счет отсечения поднимаемого столба жидкости, а при движении поршня вниз опускаемый столб жидкости воздействует на подпоршневую жидкость и давление увеличивается. Пульсацией давления жидкости обеспечивается пульсация входа-выхода ее через фильтр в пласт и обратно, вследствие чего и фильтр, и пласт постоянно промываются. Кроме того, ограничение хода поршня уменьшает количество удаляемой жидкости, что ускоряет процесс освоения. Контроль давления под пакером позволяет определить момент полного освоения пласта. Перемещение поршня на уровне планируемой установки добычного насоса и определение дебита в этой зоне увеличивают достоверность получаемых результатов. Установка обратного клапана делает режим притока флюида из пласта идентичным его проявлению при работе добычного насоса, когда на пласт оказывает влияние только величина депрессии, зависящая от высоты динамического столба жидкости в процессе добычи. Перемещение поршня с разной скоростью при его движении вверх и вниз обеспечивает регулируемую очистку фильтра и призабойной зоны путем целенаправленного перемещения шлама с разной скоростью в пласт и из пласта для улучшения условий его выноса.

На чертеже представлена схема выполнения предложенного способа.

На схеме изображены: нефтяная скважина 1, поршень 2 с грузами и измерительными приборами, насосно-компрессорные трубы 3, пакер 4, скважинная жидкость 5, обратный клапан 6, уровень установки добычного насоса 7, геофизический кабель 8.

Предложенный способ реализуют следующим образом. В нефтяную скважину 1 опускают НКТ 3 с пакером 4. После установки пакера 4 в НКТ 3 опускают поршень 2 на расчетный уровень для обеспечения запланированной величины депрессии. Затем начинают возвратно-поступательное перемещение поршня 2 на одинаковую или разную высоту до получения стабильного давления под поршнем 2, показателем чего является одинаковая высота его хода. Контроль давления и других параметров выполняют приборами, установленными над и под поршнем 2, с передачей сигналов на поверхность по геофизическому кабелю 8.

При перемещении поршня 2 вверх он поднимает надпоршневой столб скважинной жидкости 5, отчего давление скважинной жидкости 5 под поршнем понижается. При опускании поршня 2 столб надпоршневой жидкости воздействует через поршень 2 на скважинную жидкость 5 под поршнем 2 и давление ее повышается. Стабилизация давления под поршнем 2 при его перемещении на одинаковую высоту означает получение максимальной величины притока из пласта и максимальную его очистку.

Для определения дебита в зоне добычного насоса 7 устанавливают обратный клапан 6, поршень 2 опускают в зону 7 и выполняют несколько возвратно-поступательных перемещений.

При наличии притока флюида из пласта поршень 2 удаляет этот приток за вычетом перетоков жидкости между поршнем 2 и стенками НКТ 3. Определив объем удаленной жидкости и объем, пройденный поршнем 2, вычисляют коэффициент перетока и теоретический дебит скважины.

Преимуществом данного способа по сравнению с прототипом является то, что не нужно тратить время на полное вычерпывание жидкости. Пульсирующая промывка фильтра и пласта не только увеличивает дебит, но и сокращает время освоения скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а более конкретно к технологии освоения нефтяных перфорированных нефонтанирующих скважин. В насосно-компрессорной трубе (НКТ) осуществляют поступательное перемещение поршня. При этом определяют расчетную величину депрессии на пласт. Устанавливают на НКТ пакер на глубину, обеспечивающую расчетную величину депрессии при понижении уровня гидростатического столба жидкости до уровня пакера. Опускают поршень до уровня пакера и совершают локальное возвратно-поступательное перемещение поршня на одинаковую или различную высоту с равной или разной скоростью до момента стабилизации давления подпоршневой жидкости. Рассчитывают теоретический дебит. В НКТ устанавливают обратный клапан. Опускают поршень на планируемый уровень установки добычного насоса. Определяют скорость перемещения поршня из условия равной производительности удаления жидкости поршнем и насосом. Выполняют несколько возвратно-поступательных перемещений поршня и измеряют объем откаченной жидкости и средний объем за один ход. Этот объем принимают за фактический для данного насоса с перерасчетом на суточный дебит. Повышается качество очистки фильтра и пласта в процессе освоения с получением большего притока за более короткое время. 1 ил.

Способ освоения нефтяных перфорированных скважин, включающий возвратно-поступательное перемещение поршня в насосно-компрессорной трубе для удаления скважинной жидкости до расчетного уровня, отличающийся тем, что определяют расчетную величину депрессии на пласт, устанавливают на насосно-компрессорной трубе пакер на глубину, обеспечивающую расчетную величину депрессии при понижении уровня гидростатического столба жидкости до уровня пакера, опускают поршень до уровня пакера и совершают локальное возвратно-поступательное перемещение поршня на одинаковую или различную высоту с равной или разной скоростью до момента стабилизации давления подпоршневой жидкости, затем возвратно-поступательные перемещения прекращают и рассчитывают теоретический дебит скважины по формуле

где r - радиус насосно-компрессорной трубы;
H - суммарный ход поршня за время t;
t - время работы поршня;
K - коэффициент перетока жидкости между поршнем и стенками насосно-компрессорной трубы,
затем в насосно-компрессорной трубе устанавливают обратный клапан, опускают поршень на планируемый уровень установки добычного насоса, определяют скорость перемещения поршня из условия равной производительности удаления жидкости поршнем и насосом, выполняют несколько возвратно-поступательных перемещений поршня и измеряют объем откачанной жидкости и средний объем жидкости за один ход, который принимают за фактический для данного насоса и планируемой глубины его установки с перерасчетом на суточный дебит.