СПОСОБ РАБОТЫ СКВАЖИННОЙ СТРУЙНОЙ УСТАНОВКИ ПРИ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2005 года по МПК F04F5/02 E21B43/27 

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин.

Известен способ работы струйной скважинной установки, включающий подачу по колонне насосно-компрессорных труб активной жидкой среды в сопло струйного аппарата, увлечение ею пассивной среды и смешение с ней с подачей смеси сред из скважины на поверхность (см. RU 2059891 C1, F 04 F 5/02, 10.05.1996).

Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной обработкой добываемой среды и прискважинной зоны пласта, однако в данном способе не предусмотрена закачка кислотных растворов в пласт через скважинную струйную установку по колонне труб, что в ряде случаев сужает область использования данного способа работы.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки при кислотной обработке пласта, включающий установку в скважине на колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса, размещенного в корпусе с выполненным в последнем проходным каналом, и закачку в пласт по колонне труб химических реагентов с последующей откачкой из пласта продуктов реакции, при этом в проходном канале устанавливают блокирующую вставку со сквозным перепускным каналом и посредством этой вставки перекрывают каналы подвода в струйный насос рабочей и эжектируемой сред и после этого производят закачку в скважину по колонне насосно-компрессорных труб и через перепускной канал блокирующей вставки химических реагентов, а затем блокирующую вставку заменяют на депрессионную вставку, посредством которой колонну насосно-компрессорных труб выше депрессионной вставки сообщают с каналом подвода активной среды в сопло струйного насоса и колонну насосно-компрессорных труб ниже депрессионной вставки сообщают с каналом подвода откачиваемой среды в струйный насос и после этого проводят подачу по колонне труб в сопло струйного насоса рабочей среды и создают за счет этого в подпакерной зоне регулируемое давление с возможностью проведения дренирования пласта и других регламентных работ (см. патент RU 2176336 C1, кл. F 04 F 5/02, 27.11.2001).

Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить в скважине ниже уровня установки струйного насоса кислотную обработку пласта, в том числе с созданием перепада давлений над и под герметизирующим узлом. Однако данный способ работы не позволяет в полной мере использовать возможности скважинной струйной установки, что связано с ограниченным набором операций по оценке охвата пласта обработкой по его толщине.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение надежности работы и производительности при проведении кислотной обработки продуктивного пласта.

Указанная задача решается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки при кислотной обработке продуктивного пласта заключается в том, что на колонне труб монтируют снизу вверх входную воронку с хвостовиком, пакер и струйный насос, в корпусе которого выполнены канал подвода активной среды, канал подвода откачиваемой из скважины среды и ступенчатый проходной канал с посадочным местом между ступенями, при этом входная воронка должна быть расположена под пакером на расстоянии, равном толщине перфорированного интервала продуктивного пласта плюс 20 м, спускают эту сборку на колонне труб в скважину, при этом входную воронку располагают не ниже кровли зоны перфорации продуктивного пласта и затем спускают в скважину через проходной канал корпуса струйного насоса на каротажном кабеле комплексный каротажный прибор и в процессе спуска комплексным каротажным прибором проводят фоновые замеры геофизических параметров в интервале от входной воронки до забоя скважины, включая интервал продуктивного пласта, извлекают комплексный каротажный прибор из скважины, устанавливают в проходном канале струйного насоса блокирующую вставку со сквозным проходным каналом и опускают колонну труб до достижения входной воронкой подошвы интервала перфорации продуктивного пласта, далее проводят закачку в скважину химреагентов, растворенных в жидких углеводородах, например в сепарированной нефти или дизельном топливе, и после заполнения химреагентами скважины до уровня не более чем на 10 м выше кровли интервала перфорации приподнимают колонну труб с таким расчетом, чтобы входная воронка находилась не менее чем на 10 м выше кровли интервала перфорации, далее проводят распакеровку пакера и закачивают расчетный объем химреагентов в пласт с таким расчетом, чтобы в скважине находилась часть химреагентов в интервале от подошвы зоны перфорации до входной воронки, извлекают блокирующую вставку, спускают в скважину на каротажном кабеле комплексный каротажный прибор и герметизирующий узел, при спуске проводят регистрацию геофизических параметров от воронки до забоя скважины, устанавливают комплексный каротажный прибор у входа в воронку, а герметизирующий узел устанавливают на посадочное место в проходном канале струйного насоса и проводят с помощью струйного насоса не менее 2-х циклов гидродинамического воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия с организацией циркуляции химреагентов в пласте, при этом при депрессии откачивают из пласта не более 10% от объема закачанных в пласт химреагентов, а при репрессии задавливают в пласт тот же объем, который откачали из пласта, плюс не более 20% от объема химреагентов, находящихся в стволе скважине, по истечении не более 90% от расчетного времени реакции химреагентов с минералами пласта начинают дренирование пласта с удалением из него продуктов реакции, причем объем откачанной из пласта среды составляет не менее трех объемов закачанных в пласт химреагентов, во время дренирования периодически проводят контрольные замеры дебита скважины с одновременным замером забойного давления с помощью комплексного каротажного прибора, а перед окончанием дренирования пласта проводят с помощью комплексного каротажного прибора регистрацию физических полей пласта вдоль ствола скважины при работающем струйном насосе, далее извлекают комплексный каротажный прибор и герметизирующий узел, устанавливают в проходном канале струйного насоса вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления с обратным клапаном и с установленным под ней автономным манометром, создают расчетную величину депрессии на пласт и проводят его дренирование с замером объема отобранного пластового флюида, а затем прекращают подачу рабочего агента на сопло струйного насоса и разобщают посредством обратного клапана вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления над- и подпакерное пространства, после чего автономным манометром регистрируют кривую восстановления пластового давления в подпакерном пространстве, извлекают вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления вместе с автономным манометром и проводят мероприятия по запуску скважины в работу.

Анализ работы скважинной струйной установки показал, что надежность и эффективность работы установки можно повысить путем оптимизации последовательности действий при испытании и освоении скважин, в частности при проведении работ с применением кислотной обработки пласта.

Было выявлено, что указанная выше последовательность действий позволяет наиболее эффективно использовать скважинную струйную установку при проведении работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта за счет его кислотной обработки. Путем исследования пласта как перед проведением, так и после проведения кислотной обработки можно оценить качество обработки и выбрать режим эксплуатации скважины. Знакопеременное гидродинамическое воздействие на продуктивный пласт в режиме депрессия-репрессия во время нахождения в нем кислотного раствора с организацией циркуляции химреагента в продуктивном пласте приводит к более полному взаимодействию кислоты с породой пласта и повышению проницаемости продуктивного пласта. При созданной депрессии струйный насос своевременно удаляет из продуктивного пласта продукты реакции до образования нерастворимых осадков, которые по внутренней полости колонны труб выносятся на поверхность. Одновременно предоставляется возможность визуально контролировать величину депрессии, получая информацию с комплексного каротажного прибора по каротажному кабелю, вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления и автономного манометра о величине текущего гидростатического давления. Кроме того, при проведении кислотной обработки можно регулировать режим откачки посредством изменения давления жидкой рабочей среды, подаваемой в сопло струйного насоса. В ходе проведения кислотной обработки пласта обеспечена возможность перемещения комплексного каротажного прибора вдоль скважины, причем исследование можно проводить как при работающем струйном насосе, так и при его остановке, при этом в зависимости от решаемой задачи комплексный каротажный прибор можно спускать в скважины как с герметизирующим узлом, так и без него. Перекрытие блокирующей вставкой каналов, связывающих струйный насос с внутритрубным пространством, позволяет напрямую сообщить внутритрубное пространство колонны труб с подпакерной зоной и продуктивным пластом. Таким образом, данный способ работы позволяет эффективно проводить мероприятия по интенсификации дебита скважины с помощью кислотной обработки продуктивного пласта, проводя при этом всестороннее их исследование и испытание в различных режимах. В ходе исследования были выявлены оптимальные указанные выше расположения воронки и пакера относительно друг друга и относительно зоны перфорации продуктивного пласта, а также объем откачиваемой из скважины среды после проведения кислотной обработки продуктивного пласта. Совмещение операций по продавливанию в пласт кислотного раствора с организацией циркуляции химических реагентов позволяет повысить эффективность кислотной обработки пласта за счет повышения проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта. В результате удается не менее чем в 2 раза снизить нижнюю границу проницаемости пласта, разрушить зону кольматации в средне- и высокопроницаемых пластах и, как следствие, существенно выровнять профиль приемистости и охват пласта воздействием по его толщине в ходе обработки пласта. Необходимо отметить, что описанная в изобретении последовательность действий позволяет постоянно контролировать приток добываемой из продуктивного пласта среды. В частности, полученные кривые восстановления пластового давления позволяют получить объективную картину состояния продуктивного пласта в зависимости от проведенных работ по повышению проницаемости продуктивного пласта.

Таким образом, достигнуто выполнение поставленной задачи - повышение надежности работы и производительности при проведении кислотной обработки продуктивного пласта.

На фиг.1 представлен продольный разрез скважинной струйной установки для реализации описываемого способа работы с установленным в ней герметизирующим узлом, на фиг.2 - продольный разрез установки с блокирующей вставкой и пакером в исходном положении, на фиг.3 - продольный разрез установки с функциональной вставкой для регистрации кривых восстановления пластового давления.

Скважинная струйная установка содержит смонтированные на колонне труб 1 снизу вверх входную воронку 2 с хвостовиком 3, пакер 4 с выполненным в нем центральным каналом 5 и струйный насос 6, в корпусе 7 которого соосно установлены активное сопло 8 и камера смешения 9, а также выполнены канал подвода активной среды 10, канал 11 подвода откачиваемой из скважины среды и ступенчатый проходной канал 12 с посадочным местом 13 между ступенями, при этом в ступенчатом проходном канале 12 предусмотрена возможность установки герметизирующего узла 14, который подвижно размещен на каротажном кабеле 15 выше наконечника 16 для подсоединения комплексного каротажного прибора 17 и функциональных вставок: блокирующей 18 со сквозным проходным каналом 19 и вставки 20 для регистрации кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины вместе с обратным клапаном 21 и установленным под ней автономным манометром 22, выход струйного насоса 6 подключен к затрубному пространству скважины 25, сопло 8 струйного насоса 6 через канал подвода активной среды 10 подключено к внутренней полости колонны труб 1 выше герметизирующего узла 14 и канал 11 для подвода откачиваемой из продуктивного пласта 23 скважины среды подключен к внутренней полости колонны труб 1 ниже герметизирующего узла 14, при этом функциональные вставки 18 и 20 могут быть выполнены в верхней части с приспособлением 24 для их установки и извлечения из скважины.

Способ работы скважинной струйной установки при кислотной обработке продуктивного пласта заключается в том, что на колонне труб 1 монтируют снизу вверх входную воронку 2 с хвостовиком 3, пакер 4 и струйный насос 6, в корпусе 7 которого выполнены канал подвода активной среды 10 и канал 11 подвода откачиваемой из скважины среды, ступенчатый проходной канал 12 с посадочным местом 13 между ступенями. Спускают эту сборку на колонне труб 1 в скважину, при этом входную воронку 2 располагают под пакером 4 на расстоянии, равном толщине перфорированного интервала продуктивного пласта 23 плюс 20 м. Спускают эту сборку на колонне труб 1 в скважину, при этом входную воронку 2 располагают не ниже кровли зоны перфорации продуктивного пласта 23. Затем спускают в скважину через ступенчатый проходной канал 12 корпуса 7 струйного насоса 6 на каротажном кабеле 15 комплексный каротажный прибор 17 и в процессе спуска комплексным каротажным прибором 17 проводят фоновые замеры геофизических параметров в интервале продуктивного пласта 23. Извлекают комплексный каротажный прибор 17 из скважины, устанавливают в ступенчатом проходном канале 12 струйного насоса 6 блокирующую вставку 18 со сквозным проходным каналом 19 и опускают колонну труб 1 до достижения входной воронкой 2 подошвы интервала перфорации продуктивного пласта 23. Далее проводят закачку в скважину химреагентов, растворенных в жидких углеводородах, например в сепарированной нефти или дизельном топливе, и после заполнения химреагентами скважины до уровня не более чем на 10 м выше кровли интервала перфорации продуктивного пласта 23 приподнимают колонну труб 1 с таким расчетом, чтобы входная воронка 2 находилась не менее чем на 10 м выше кровли интервала перфорации продуктивного пласта 23. После этого проводят распакеровку пакера 4 и закачивают расчетный объем химреагентов в пласт 23 с таким расчетом, чтобы в скважине находилась часть химреагентов в интервале от подошвы зоны перфорации до входной воронки. Извлекают блокирующую вставку 18, спускают в скважину на каротажном кабеле 15 комплексный каротажный прибор 17 и герметизирующий узел 14. При спуске проводят регистрацию геофизических параметров от воронки до забоя скважины, устанавливают комплексный каротажный прибор 17 у входа в воронку 2, а герметизирующий узел 14 устанавливают на посадочное место в ступенчатом проходном канале 12 струйного насоса 6 и проводят с помощью струйного насоса 6 не менее 2-х циклов гидродинамического воздействия на пласт 23 в режиме депрессия-репрессия с организацией циркуляции химреагентов в пласте, при этом при депрессии откачивают из пласта 23 не более 10% от объема закачанных в пласт 23 химреагентов, а при репрессии задавливают в пласт 23 тот же объем, который откачали из пласта 23, плюс не более 20% от объема химреагентов, находящихся в стволе скважины. По истечении не более 90% от расчетного времени реакции химреагентов с минералами пласта 23 начинают дренирование пласта с удалением из него продуктов реакции, причем объем откачанной из пласта 23 среды составляет не менее трех объемов закачанных в пласт 23 химреагентов. Во время дренирования периодически проводят контрольные замеры дебита скважины с одновременным замером забойного давления с помощью комплексного каротажного прибора 17, а перед окончанием дренирования пласта 23 проводят с помощью комплексного каротажного прибора 17 регистрацию физических полей пласта вдоль ствола скважины при работающем струйном насосе 6. Далее извлекают комплексный каротажный прибор 17 и герметизирующий узел 14, устанавливают в проходном канале 12 струйного насоса 6 вставку 20 для регистрации кривых восстановления пластового давления с обратным клапаном 21 и с установленным под ней автономным манометром 22, создают расчетную величину депрессии на пласт 23 и проводят его дренирование с замером объема отобранного пластового флюида, а затем прекращают подачу рабочего агента на сопло струйного насоса 6 и разобщают посредством обратного клапана 21 вставки 20 для регистрации кривых восстановления пластового давления над- и подпакерное пространство, после чего автономным манометром 22 регистрируют кривую восстановления пластового давления в подпакерном пространстве, извлекают вставку 20 для регистрации кривых восстановления пластового давления вместе с автономным манометром 22 и проводят мероприятия по запуску скважины в работу.

Настоящее изобретение может быть использовано в нефтедобывающей промышленности при освоении нефтяных скважин после бурения или при их ремонте.

Способ предназначен для добычи нефти из скважин. Способ заключается в том, что на колонне труб монтируют снизу вверх входную воронку с хвостовиком, пакер и струйный насос, спускают эту сборку на колонне труб в скважину, при этом входную воронку располагают не ниже кровли зоны перфорации продуктивного пласта и затем спускают в скважину через проходной канал корпуса струйного насоса комплексный каротажный прибор и в процессе спуска проводят фоновые замеры геофизических параметров, извлекают комплексный каротажный прибор из скважины, устанавливают в проходном канале струйного насоса блокирующую вставку со сквозным проходным каналом и опускают колонну труб до достижения входной воронкой подошвы интервала перфорации продуктивного пласта, далее проводят закачку в скважину химреагентов и после заполнения химреагентами скважины приподнимают колонну труб, далее проводят распакеровку пакера и закачивают расчетный объем химреагентов в пласт, извлекают блокирующую вставку, спускают в скважину комплексный каротажный прибор и герметизирующий узел, при спуске проводят регистрацию геофизических параметров от воронки до забоя скважины, устанавливают комплексный каротажный прибор у входа в воронку, а герметизирующий узел устанавливают на посадочное место в проходном канале струйного насоса и проводят с помощью струйного насоса не менее 2-х циклов гидродинамического воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия с организацией циркуляции химреагентов в пласте, затем начинают дренирование пласта с удалением из него продуктов реакции, а перед окончанием дренирования пласта проводят с помощью комплексного каротажного прибора регистрацию физических полей пласта вдоль ствола скважины при работающем струйном насосе, далее извлекают комплексный каротажный прибор и герметизирующий узел, устанавливают в проходном канале струйного насоса вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления (вставка КВД) с обратным клапаном и с установленным под ней автономным манометром, создают расчетную величину депрессии на пласт и проводят его дренирование с замером объема отобранного пластового флюида, а затем прекращают подачу рабочего агента на сопло струйного насоса и разобщают посредством обратного клапана вставки КВД над- и подпакерное пространство, после чего автономным манометром регистрируют кривую восстановления пластового давления в подпакерном пространстве, извлекают вставку КВД вместе с автономным манометром и проводят мероприятия по запуску скважины в работу. В результате достигается повышение надежности работы и производительности при кислотной обработке продуктивного пласта. 3 ил.

Способ работы скважинной струйной установки при кислотной обработке продуктивного пласта, заключающийся в том, что на колонне труб монтируют снизу вверх входную воронку с хвостовиком, пакер и струйный насос, в корпусе которого выполнены канал подвода активной среды, канал подвода откачиваемой из скважины среды и ступенчатый проходной канал с посадочным местом между ступенями, при этом входная воронка должна быть расположена под пакером на расстоянии, равном толщине перфорированного интервала продуктивного пласта плюс 20 м, спускают эту сборку на колонне труб в скважину, при этом входную воронку располагают не ниже кровли зоны перфорации продуктивного пласта, и затем спускают в скважину через проходной канал корпуса струйного насоса на каротажном кабеле комплексный каротажный прибор и в процессе спуска комплексным каротажным прибором проводят фоновые замеры геофизических параметров в интервале от входной воронки до забоя скважины, включая интервал продуктивного пласта, извлекают комплексный каротажный прибор из скважины, устанавливают в проходном канале струйного насоса блокирующую вставку со сквозным проходным каналом и опускают колонну труб до достижения входной воронкой подошвы интервала перфорации продуктивного пласта, далее проводят закачку в скважину химреагентов, растворенных в жидких углеводородах, например в сепарированной нефти или дизельном топливе, и после заполнения химреагентами скважины до уровня не более чем на 10 м выше кровли интервала перфорации приподнимают колонну труб с таким расчетом, чтобы входная воронка находилась не менее чем на 10 м выше кровли интервала перфорации, далее проводят распакеровку пакера и закачивают расчетный объем химреагентов в пласт с таким расчетом, чтобы в скважине находилась часть химреагентов в интервале от подошвы зоны перфорации до входной воронки, извлекают блокирующую вставку, спускают в скважину на каротажном кабеле комплексный каротажный прибор и герметизирующий узел, при спуске проводят регистрацию геофизических параметров от воронки до забоя скважины, устанавливают комплексный каротажный прибор у входа в воронку, а герметизирующий узел устанавливают на посадочное место в проходном канале струйного насоса и проводят с помощью струйного насоса не менее 2 циклов гидродинамического воздействия на пласт в режиме депрессия-репрессия с организацией циркуляции химреагентов в пласте, при этом при депрессии откачивают из пласта не более 10% от объема закачанных в пласт химреагентов, а при репрессии задавливают в пласт тот же объем, который откачали из пласта, плюс не более 20% от объема химреагентов, находящихся в стволе скважины, по истечении не более 90% от расчетного времени реакции химреагентов с минералами пласта начинают дренирование пласта с удалением из него продуктов реакции, причем объем откачанной из пласта среды составляет не менее трех объемов закачанных в пласт химреагентов, во время дренирования периодически проводят контрольные замеры дебита скважины с одновременным замером забойного давления с помощью комплексного каротажного прибора, а перед окончанием дренирования пласта проводят с помощью комплексного каротажного прибора регистрацию физических полей пласта вдоль ствола скважины при работающем струйном насосе, далее извлекают комплексный каротажный прибор и герметизирующий узел, устанавливают в проходном канале струйного насоса вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления с обратным клапаном и с установленным под ней автономным манометром, создают расчетную величину депрессии на пласт и проводят его дренирование с замером объема отобранного пластового флюида, а затем прекращают подачу рабочего агента на сопло струйного насоса и разобщают посредством обратного клапана вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления над- и подпакерное пространства, после чего автономным манометром регистрируют кривую восстановления пластового давления в подпакерном пространстве, извлекают вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления вместе с автономным манометром и проводят мероприятия по запуску скважины в работу.