Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам для добычи нефти из скважин.
Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны труб со струйным насосом и пакером с последующим прокачиванием жидкой рабочей среды через струйный насос (см. RU патент №2129671, кл. F 04 F 5/02, 27.04.1999).
Из указанного выше патента Российской Федерации 2129671 известна скважинная струйная установка, включающая установленный в скважине на колонне насосно-компрессорных труб струйный насос и размещенный ниже струйного насоса пакер.
Данная установка позволяет проводить откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, с одновременной интенсификацией добычи среды из пласта, однако включение струйного насоса в состав колонны труб не позволяет провести сразу весь комплекс работ по дренированию продуктивного пласта, поскольку в ряде случаев возникает необходимость в извлечении из скважины колонны труб со струйным насосом для проведения работ, например по химической обработке пласта, что ведет к значительному увеличению срока работ.
Наиболее близким к изобретению в части способа, как объекту изобретения, по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в колонну труб и установку на посадочное место в опоре эжектирующего устройства на кабеле, при этом одновременно на кабеле устанавливают генератор физических полей в интервале продуктивного пласта скважины, а посредством узла герметизации обеспечивают пропуск кабеля через проходной канал, далее подают рабочую среду в сопло эжектирующего устройства и откачивают среду из подпакерной зоны скважины с созданием, за счет этого, необходимого давления в подпакерной зоне, при созданном давлении проводят исследование скважины или, если это необходимо, воздействие на пласт с помощью приборов, а после проведения необходимых работ в скважине приборы вместе с эжектирующим устройством на кабеле извлекают из колонны труб, а в опоре устанавливают эксплуатационный струйный насос для проведения работ по добыче среды, например, нефти, из скважины (см. RU патент №2143597, кл. F 04 F 5/02, 27.12.1999).
Из этого же патента известна скважинная струйная установка, содержащая пакер, колонну труб с опорой, в которой выполнены перепускные окна и на которой установлено в корпусе эжектирующее устройство, при этом в корпусе выполнены: канал подвода рабочей среды в сопло эжектирующего устройства, канал подвода откачиваемой из скважины среды и канал отвода смеси сред, а в корпусе над каналом подвода откачиваемой среды выполнен сообщенный с последним проходной канал с посадочным местом для установки узла герметизации и в узле герметизации выполнен осевой канал с возможностью пропуска через него и канал подвода откачиваемой среды кабеля для установки на нем в скважине ниже эжектирующего устройства приборов и оборудования с возможностью перемещения их вдоль ствола скважины при работающем или неработающем струйном насосе.
Данные способ работы скважинной струйной установки и установка для его осуществления позволяют проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня установки струйного насоса, в том числе путем снижения перепада давлений над и под узлом герметизации. Однако данная установка не позволяет в полной мере использовать ее возможности, что связано с ограниченными возможностями по проведению работ в скважине, связанных с перфорацией продуктивного пласта и регистрацией кривых восстановления пластового давления.
Техническим результатом, на достижение которого направлено настоящее изобретение, является расширение функциональных возможностей скважинной установки и повышение ее производительности за счет сокращения времени на проведение работ по исследованию скважины и дренированию пласта.
Указанный технический результат достигается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта заключается в том, что устанавливают на колонне труб снизу вверх входную воронку, хвостовик, пакер с центральным проходньм каналом, двухсекционную опору с перепускными окнами в верхней секции и осевым двухступенчатым проходным каналом с посадочным местом в каждой секции, причем в верхней секции опоры предусмотрена возможность установки эжектирующего устройства или блокирующей вставки, а в нижней секции опоры - вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления, спускают эту сборку на колонне труб в скважину и проводят распакеровку пакера, после чего проводят спуск на каротажном кабеле комплексного геофизического прибора, в процессе спуска комплексным геофизическим прибором проводят замер фоновых значений физических полей в скважине и параметров скважины для привязки интервала перфорации продуктивного пласта, извлекают из скважины комплексный геофизический прибор и спускают в скважину на каротажном кабеле устройство для вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающее перфоратор и газогенераторный модуль, содержащий не менее двух камер с пороховыми зарядами, при этом над устройством для вторичного вскрытия продуктивного пласта на каротажном кабеле подвижно установлено эжектирующее устройство, в котором предусмотрена возможность установки сменных сопел и диффузоров, устанавливают устройство для вторичного вскрытия продуктивного пласта против выбранного интервала продуктивного пласта, а эжектирующее устройство устанавливают в опоре на посадочное место в верхней секции, создают эжектирующим устройством заданную депрессию на продуктивный пласт путем подачи рабочего агента через затрубное пространство скважины на сопло эжектирующего устройства и проводят перфорацию продуктивного пласта, а следом поджигают пороховые заряды и проводят воздействие на продуктивный пласт через перфорационные каналы давлением пороховых газов с формированием в прискважинной зоне продуктивного пласта вертикальных трещин, поднимают каротажный кабель с остатками перфоратора и эжектирующим устройством на поверхность и спускают на каротажном кабеле комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле эжектирующим устройством, устанавливают эжектирующее устройство в опоре на посадочное место в верхней секции, а комплексным геофизическим прибором в ходе его спуска от входной воронки до забоя скважины проводят регистрацию геофизических полей скважины, посредством эжектирующего устройства проводят дренирование скважины путем подачи рабочего агента через затрубное пространство скважины на сопло эжектирующего устройства в течение 4-10 часов и при достижении стабильной депрессии замеряют дебит скважины и забойное давление в зоне выбранного интервала продуктивного пласта, при работающем эжектирующем устройстве проводят регистрацию физических полей и состава пластового флюида, перемещая при этом комплексный геофизический прибор от забоя до входной воронки. Прекращают подачу рабочего агента на сопло эжектирующего устройства и извлекают на поверхность каротажный кабель вместе с комплексным геофизическим прибором и эжектирующим устройством. Устанавливают на посадочное место в верхней секции опоры блокирующую вставку с проходным каналом и перекрывают последней перепускные окна двухсекционной опоры. Закачивают в продуктивный пласт через колонну труб и блокирующую вставку жидкость гидроразрыва или смесь последней с кислотным раствором. Извлекают блокирующую вставку и спускают в скважину на каротажном кабеле комплексный геофизический прибор с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле эжектирующим устройством. Устанавливают эжектирующее устройство в двухсекционной опоре на посадочное место в верхней секции, а комплексным геофизическим прибором проводят регистрацию геофизических полей в интервале скважины от входной воронки до забоя скважины. Поднимают комплексный геофизический прибор до входной воронки и проводят дренирование продуктивного пласта скважины путем подачи на сопло эжектирующего устройства рабочего агента до тех пор, пока из пласта не будет откачана жидкость гидроразрыва с продуктами реакции и пластовой жидкой средой в объеме, равном не менее двухкратному объему жидкости гидроразрыва, закачанного в пласт, при этом периодически проводят регистрацию забойного давления и дебита скважины, а на поверхности отбирают пробы смеси откачанных сред и рабочего агента. Не прекращая работу эжектирующего устройства, проводят комплексным геофизическим прибором регистрацию физических полей и состава пластового флюида от входной воронки до забоя скважины, после чего создают более глубокую депрессию на пласт и проводят регистрацию физических полей и состава пластовых сред вдоль ствола скважины при подъеме комплексного геофизического прибора от забоя до входной воронки, прекращают подачу рабочего агента на сопло эжектирующего устройства и извлекают каротажный кабель вместе с комплексным геофизическим прибором и эжектирующим устройством на поверхность, устанавливают на посадочное место в нижней секции двухсекционной опоры вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления с автономным манометром и пробоотборником, а в верхней секции опоры устанавливают эжектирующее устройство с заглушенным в верхней части каналом подвода откачиваемой среды, подают на сопло эжектирующего устройства по затрубному пространству рабочий агент, проводят дренирование скважины, после чего прекращают подачу рабочего агента на сопло эжектирующего устройства и проводят с помощью автономного манометра регистрацию кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины, по завершении которой извлекают последовательно из скважины эжектирующее устройство и вставку для регистрации кривой восстановления пластового давления с автономным манометром и пробоотборником и далее проводят регламентные работы по запуску скважины в эксплуатацию.
В части устройства, как объекта изобретения, технический результат достигается за счет того, что скважинная струйная установка для осуществления способа работы содержит колонну труб, на которой снизу вверх установлены входная воронка, хвостовик, пакер с центральным проходным каналом и двухсекционная опора с перепускньми окнами в верхней секции и осевым двухступенчатым проходным каналом с посадочным местом в каждой секции, причем на посадочное место в верхней секции опоры предусмотрена возможность установки эжектирующего устройства или блокирующей вставки, а на посадочное место в нижней секции опоры - вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления, при этом эжектирующее устройство выполнено с возможностью замены сопла и/или диффузора, а в корпусе эжектирующего устройства выполнены: канал подвода рабочего агента в сопло эжектирующего устройства, канал подвода откачиваемой из скважины среды и канал отвода смеси сред из эжектирующего устройства, а в корпусе над каналом подвода откачиваемой среды выполнен сообщенный с последним проходной канал с посадочным местом для установки узла герметизации или заглушки для перекрытия верхней части канала подвода откачиваемой среды, верхняя часть заглушки выполнена с возможностью ее захвата ловильным инструментом, спускаемым на каротажном кабеле или проволоке, и в узле герметизации выполнен осевой канал с возможностью пропуска через него и канал подвода откачиваемой среды каротажного кабеля или проволоки для установки на последнем в скважине ниже эжектирующего устройства комплексного геофизического прибора или устройства для вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающего перфоратор и газогенераторный модуль, содержащий не менее двух камер с пороховыми зарядами, с возможностью перемещения их вдоль ствола скважины, при установке эжектирующего устройства на посадочное место верхней секции опоры канал подвода рабочего агента в сопло эжектирующего устройства сообщен с перепускными окнами и через последние с окружающим колонну труб пространством, а канал отвода смеси сред из эжектирующего устройства сообщен с внутренней полостью труб выше эжектирующего устройства, на посадочное место в нижней секции опоры предусмотрена возможность установки ниже эжектирующего устройства вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления с автономным манометром и пробоотборником, при этом проходные сечения ступеней двухсекционной опоры находятся в следующих соотношениях:
D2≤D1 - 2 мм и D3≤D2 - 4 мм,
где D1 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры выше посадочного места верхней секции опоры
D2 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры выше посадочного места нижней секции опоры
D3 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры ниже посадочного места нижней секции опоры,
длина блокирующей вставки L больше ее внешнего диаметра D0, а диаметр канала подвода откачиваемой среды D4 больше диаметра каротажного кабеля D5 не менее чем на 1 мм.
Анализ работы скважинной установки показал, что производительность работ в скважине можно повысить как путем оптимизации последовательности действий при испытании и освоении скважин, так и совершенствованием конструкции установки с расширением ее функциональных возможностей путем обработки и исследования продуктивного пласта без извлечения всей колонны труб на поверхность для переустановки оборудования.
Было выявлено, что указанная выше последовательность действий позволяет наиболее эффективно использовать оборудование скважинной установки при проведении работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта, при этом созданы условия, предотвращающие осаждение в скважине после проведения ее перфорации кольматирующих частиц и других сред, которые приводят к снижению проницаемости продуктивного пласта, что достигается за счет создания депрессии в подпакерной зоне скважины. При созданной депрессии эжектирующее устройство удаляет из продуктивного пласта указанные выше частицы и среды в колонну труб и далее на поверхность, а с помощью комплексного геофизического прибора проводится исследование скважины, причем, если это необходимо, возможно проведение воздействия на пласт или пласты физическими полями, например акустическое воздействие на пласт. Одновременно предоставляется возможность контролировать величину депрессии путем управления скоростью прокачки жидкой рабочей среды. Кроме того, при проведении испытания пластов можно регулировать режим откачки посредством изменения давления жидкой рабочей среды, подаваемой в сопло струйного насоса. В ходе осуществления способа обеспечена возможность перемещения комплексного каротажного прибора вдоль скважины, причем технический результат обеспечивается как при работающем струйном насосе, так и при его остановке. Наличие двухсекционной опоры позволяет устанавливать и извлекать эжектирующее устройство и другое оборудование, установленное на каротажном кабеле без демонтажа колонны труб, а также устанавливать одновременно ниже эжектирующего устройства другое оборудование, в частности, вставку для регистрации кривых восстановления пластового давления. Возможность установки в опоре вместо эжектирующего устройства блокирующей вставки позволяет предотвратить воздействие жидкости гидроразрыва и химических реагентов на обсадную колонну и в то же время закачивать в пласт растворы с необходимой скоростью.
Было установлено, что целесообразно выполнять проходные сечения ступеней двухсекционной опоры в следующих соотношениях: D2≤D1 - 2 мм, a D3≤D2 - 4 мм, где D1 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры выше посадочного места верхней секции опоры, D2 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры выше посадочного места нижней секции опоры и D3 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры ниже посадочного места нижней секции опоры. Кроме того, длина блокирующей вставки L должна быть больше ее внешнего диаметра D0, а диаметр канала подвода откачиваемой среды D4 больше диаметра каротажного кабеля D5 не менее чем на 1 мм. В результате предотвращается возможное застревание в колонне труб и в опоре спускаемого в скважину оборудования. Одновременно достигается предотвращение перетекания среды из пространства над эжектирующим устройством в подпакерное пространство скважины, а в процессе работы установки достигается возможность перемещения на каротажном кабеле комплексного геофизического прибора при минимально возможном гидравлическом сопротивлении в канале подвода откачиваемой среды.
Таким образом, указанная выше совокупность взаимозависимых параметров и последовательности действий обеспечивает достижение выполнения поставленной в изобретении задачи - расширения функциональных возможностей скважинной струйной установки и повышения ее производительности за счет сокращения времени на проведение работ по исследованию скважины и дренированию продуктивного пласта.
На фиг.1 представлена скважинная струйная установка с установленным в ней комплексным каротажным прибором, на фиг.2 представлена скважинная струйная установка с установленной в ней блокирующей вставкой, на фиг.3 представлена скважинная струйная установка с установленными в ней устройством для вторичного вскрытия продуктивного пласта и эжектирующим устройством, а на фиг.4 представлена скважинная струйная установка с установленными в ней эжектирующим устройством и вставкой для регистрации кривых восстановления пластового давления.
Скважинная струйная установка содержит колонну труб 1, на которой снизу вверх установлены входная воронка 2, хвостовик 3, пакер 4 с центральным проходным каналом 5 и двухсекционная опора 6 с перепускными окнами 7 в верхней секции 8 и осевым двухступенчатым проходным каналом 9 с посадочным местом 10, 11 в каждой секции.
На посадочное место 10 в верхней секции 8 опоры 6 предусмотрена возможность установки эжектирующего устройства 12 или блокирующей вставки 13, а на посадочное место 11 в нижней секции 14 опоры 6 - вставки 15 для регистрации кривых восстановления пластового давления с автономным манометром 30 и пробоотборником 31. Эжектирующее устройство 12 выполнено с возможностью замены сопла 16 и/или диффузора 17, а в корпусе 18 эжектирующего устройства 12 выполнены: канал 19 подвода рабочего агента в сопло 16 эжектирующего устройства 12, канал 20 подвода откачиваемой из скважины среды и канал 21 отвода смеси сред из эжектирующего устройства 12. В корпусе 18 над каналом 20 подвода откачиваемой среды выполнен сообщенный с последним проходной канал 22 с посадочным местом для установки узла 23 герметизации или заглушки 24 для перекрытия верхней части канала 20 подвода откачиваемой среды. Верхняя часть заглушки 24 выполнена с возможностью ее захвата ловильным инструментом, спускаемым на каротажном кабеле 25 или проволоке, и в узле 23 герметизации выполнен осевой канал с возможностью пропуска через него и канал 20 подвода откачиваемой среды каротажного кабеля 25 или проволоки для установки на последнем в скважине ниже эжектирующего устройства 12 комплексного геофизического прибора 26 или устройства 27 для вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающего перфоратор 32 и газогенераторный модуль, содержащий не менее двух камер с пороховыми зарядами 28, с возможностью перемещения их вдоль ствола скважины. При установке эжектирующего устройства 12 на посадочное место 10 верхней секции 8 опоры 6 канал 19 подвода рабочего агента в сопло 16 эжектирующего устройства 12 сообщен с перепускными окнами 7 и через последние с окружающим колонну труб 1 пространством, а канал 21 отвода смеси сред из эжектирующего устройства 12 сообщен с внутренней полостью колонны труб 1 выше эжектирующего устройства 12. На посадочное место 11 в нижней секции 14 опоры 6 предусмотрена возможность установки ниже эжектирующего устройства 12 вставки 15 для регистрации кривых восстановления пластового давления с автономным манометром 30 и пробоотборником 31, при этом проходные сечения ступеней двухсекционной опоры 6 находятся в следующих соотношениях
D2≤D1 - 2 мм, a D3≤D2 - 4 мм,
где D1 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры 6 выше посадочного места 10 верхней секции 8 опоры 6,
D2 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры 6 выше посадочного места 11 нижней секции 14 опоры 6,
D3 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры 6 ниже посадочного места 11 нижней секции 14 опоры 6,
длина L блокирующей вставки 13 больше ее внешнего диаметра D0, а диаметр D4 канала 20 подвода откачиваемой среды больше диаметра D5 каротажного кабеля 25 не менее чем на 1 мм.
При работе скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта вначале устанавливают на колонне труб 1 снизу вверх входную воронку 2, хвостовик 3, пакер 4 с центральным проходным каналом 5, двухсекционную опору 6 с перепускными окнами 7 в верхней секции 8 и осевым двухступенчатым проходньм каналом 9 с посадочным местом 10, 11 в каждой секции, соответственно, 8 и 14. В верхней секции 8 опоры 6 предусмотрена возможность установки эжектирующего устройства 12 или блокирующей вставки 13, а в нижней секции 14 опоры 6 - вставки 15 для регистрации кривых восстановления пластового давления. Спускают эту сборку на колонне труб 1 в скважину и проводят распакеровку пакера 4, после чего проводят спуск на каротажном кабеле 25 комплексного геофизического прибора 26. В процессе спуска комплексным геофизическим прибором 26 проводят замер фоновых значений физических полей в скважине и параметров скважины для привязки интервала перфорации продуктивного пласта 29. Извлекают из скважины комплексный геофизический прибор 26 и спускают в скважину устройство 27 для вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающее перфоратор 32 и газогенераторный модуль, содержащий не менее двух камер 28 с пороховыми зарядами, при этом над устройством 27 для вторичного вскрытия продуктивного пласта на каротажном кабеле 25 подвижно установлено эжектирующее устройство 12, в котором предусмотрена возможность установки сменных сопел 16 и диффузоров 17. Устанавливают устройство 27 для вторичного вскрытия продуктивного пласта против выбранного интервала продуктивного пласта 29, а эжектирующее устройство 12 устанавливают в опоре 6 на посадочное место 10 в верхней секции 8. Создают эжектирующим устройством 12 заданную депрессию на продуктивный пласт 29 путем подачи рабочего агента через затрубное пространство скважины на сопло 16 эжектирующего устройства 12 и перфоратором 32 проводят перфорацию продуктивного пласта 29, а следом поджигают пороховые заряды 28 и проводят воздействие на продуктивный пласт 29 через перфорационные каналы давлением пороховых газов с формированием в прискважинной зоне продуктивного пласта 29 вертикальных трещин. Поднимают каротажный кабель 25 с остатками перфоратора 32 и эжектирующим устройством 12 на поверхность и спускают на каротажном кабеле 25 комплексный геофизический прибор 26 с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле 25 эжектирующим устройством 12. Устанавливают эжектирующее устройство 12 в опоре 6 на посадочное место 10 верхней ступени 8, а комплексным геофизическим прибором 26 в ходе его спуска от входной воронки 2 до забоя скважины проводят регистрацию геофизических полей скважины. Посредством эжектирующего устройства 12 проводят дренирование скважины путем подачи рабочего агента через затрубное пространство скважины на сопло 16 эжектирующего устройства 12 в течение 4-10 часов и при достижении стабильной депрессии замеряют дебит скважины и забойное давление в зоне выбранного интервала продуктивного пласта 29. При работающем эжектирующем устройстве 12 проводят регистрацию физических полей и состава пластового флюида, перемещая при этом комплексный геофизический прибор 26 от забоя до входной воронки 2. Прекращают подачу рабочего агента на сопло 16 эжектирующего устройства 12 и извлекают на поверхность каротажный кабель 25 вместе с комплексным геофизическим прибором 26 и эжектирующим устройством 12. Устанавливают на посадочное место 10 в верхней секции 8 опоры 6 блокирующую вставку 13 с проходным каналом и перекрывают последней перепускные окна 7 двухсекционной опоры 6. Закачивают в продуктивный пласт 29 через колонну труб 1 и блокирующую вставку 13 жидкость гидроразрыва или смесь последней с кислотным раствором. Извлекают блокирующую вставку 13 и спускают в скважину на каротажном кабеле 25 комплексный геофизический прибор 26 с подвижно установленным над ним на каротажном кабеле 25 эжектирующим устройством 12. Устанавливают эжектирующее устройство 12 в двухсекционной опоре 6 на посадочное место 10 в верхней секции 8, а комплексным геофизическим прибором 26 проводят регистрацию геофизических полей в интервале скважины от входной воронки 2 до забоя скважины. Поднимают комплексный геофизический прибор 26 до входной воронки 2 и проводят дренирование продуктивного пласта 29 скважины путем подачи на сопло 16 эжектирующего устройства 12 рабочего агента до тех пор, пока из пласта 29 не будет откачана жидкость гидроразрыва с продуктами реакции и пластовой жидкой средой в объеме, равном не менее двухкратному объему жидкости гидроразрыва, закачанного в пласт 29, при этом периодически проводят регистрацию забойного давления и дебита скважины, а на поверхности отбирают пробы смеси откачанных сред и рабочего агента. Не прекращая работу эжектирующего устройства 12, проводят комплексным геофизическим прибором 26 регистрацию физических полей и состава пластового флюида от входной воронки 2 до забоя скважины, после чего создают более глубокую депрессию на пласт 29 и проводят регистрацию физических полей и состава пластовых сред вдоль ствола скважины при подъеме комплексного геофизического прибора 26 от забоя до входной воронки 2. Прекращают подачу рабочего агента на сопло 16 эжектирующего устройства 12 и извлекают каротажный кабель 25 вместе с комплексным геофизическим прибором 26 и эжектирующим устройством 12 на поверхность. Устанавливают на посадочное место 11 в нижней секции 14 двухсекционной опоры 6 вставку 15 для регистрации кривых восстановления пластового давления с автономным манометром 30 и пробоотборником 31, а в верхней секции 8 опоры 6 устанавливают эжектирующее устройство 12 с заглушенным посредством заглушки 24 в верхней части каналом 20 подвода откачиваемой среды. Подают на сопло 16 эжектирующего устройства 12 по затрубному пространству рабочий агент и проводят дренирование скважины. После этого прекращают подачу рабочего агента на сопло 16 эжектирующего устройства 12 и проводят с помощью автономного манометра 30 регистрацию кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины, по завершении которой извлекают последовательно из скважины эжектирующее устройство 12 и вставку 15 для регистрации кривой восстановления пластового давления с автономным манометром 30 пробоотборником 31 и далее проводят регламентные работы по запуску скважины в эксплуатацию.
Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при испытании и освоении скважин, а также в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.
Изобретение относится к скважинным струйным установкам для добычи нефти. Способ работы установки при гидроразрыве пласта заключается в том, что устанавливают на колонне труб входную воронку, хвостовик, пакер, двухсекционную опору с перепускными окнами в верхней секции и осевым двухступенчатым проходным каналом с посадочным местом в каждой секции. Сборку спускают в скважину и проводят распакеровку пакера. На каротажном кабеле (КК) производят спуск комплексного геофизического прибора (КГП). При спуске КГП проводят замер фоновых значений физических полей в скважине и параметров скважины для привязки интервала перфорации продуктивного пласта. Извлекают из скважины КГП и спускают в скважину на КК устройство для вторичного вскрытия пласта, включающее перфоратор и газогенераторный модуль, содержащий не менее двух камер с пороховыми зарядами. Над устройством для вскрытия пласта на КК подвижно установлено эжектирующее устройство (ЭУ) со сменными соплами и диффузорами. Устанавливают устройство вскрытия пласта против выбранного интервала пласта, а ЭУ устанавливают на посадочное место в верхней секции опоры, создают ЭУ заданную депрессию на пласт и проводят перфорацию пласта. Следом поджигают пороховые заряды и проводят воздействие на пласт через перфорационные каналы давлением пороховых газов с формированием вертикальных трещин. Поднимают КК с остатками перфоратора и ЭУ и спускают КГП с подвижно установленным на КК над ним ЭУ. Устанавливают ЭУ в опоре на посадочное место верхней секции, а КГП в ходе его спуска проводят регистрацию полей. Посредством ЭУ проводят дренирование скважины путем подачи рабочего агента на сопло ЭУ в течение 4-10 часов. При достижении стабильной депрессии замеряют дебит скважины и забойное давление. При работающем ЭУ проводят регистрацию полей и состава флюида, перемещая при этом КГП. Прекращают подачу агента и извлекают КК, КГП и ЭУ. Устанавливают на посадочное место в верхней секции опоры блокирующую вставку и перекрывают последней перепускные окна опоры. Закачивают в пласт через блокирующую вставку жидкость гидроразрыва, извлекают вставку и на КК спускают в скважину КГП с ЭУ. Устанавливают ЭУ на посадочное место в верхней секции, а КГП проводят регистрацию полей. Поднимают КГП до входной воронки и проводят дренирование пласта с помощью ЭУ до тех пор, пока из пласта не будет откачана жидкость гидроразрыва с продуктами реакции и пластовой средой в объеме, равном не менее двукратному объему жидкости гидроразрыва, закачанного в пласт. Периодически проводят регистрацию забойного давления и дебита скважины. Отбирают пробы сред. При работе ЭУ проводят КГП регистрацию полей и состава флюида. Создают более глубокую депрессию на пласт и проводят регистрацию полей и состава пластовых сред вдоль скважины при подъеме КГП. Прекращают подачу агента на сопло ЭУ и извлекают КК, КГП и ЭУ. Устанавливают на посадочное место в нижней секции опоры вставку с автономным манометром и пробоотборником, а в верхней секции опоры устанавливают ЭУ с заглушенным в верхней части каналом подвода откачиваемой среды. Подают на сопло ЭУ рабочий агент, проводят дренирование скважины, прекращают подачу агента и проводят регистрацию кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины, по завершении которой извлекают ЭУ и вставку с автономным манометром и пробоотборником и проводят регламентные работы по запуску скважины в эксплуатацию. Изобретение направлено на расширение функциональных возможностей и повышение производительности установки. 2 н. п. ф-лы, 4 ил.
D2≤D1 - 2 мм и D3≤D2 - 4 мм,
где D1 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры выше посадочного места верхней секции опоры;
D2 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры выше посадочного места нижней секции опоры;
D3 - диаметр проходного канала двухсекционной опоры ниже посадочного места нижней секции опоры,
длина блокирующей вставки L больше ее внешнего диаметра D0, а диаметр канала подвода откачиваемой среды D4 больше диаметра каротажного кабеля D5 не менее чем на 1 мм.
| СКВАЖИННАЯ СТРУЙНАЯ УСТАНОВКА (ВАРИАНТЫ) | 1998 |
|
RU2143597C1 |
