СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТОВ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2008 года по МПК E21B43/25 E21B43/18 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретнее к способам и устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны продуктивного пласта с целью удаления из нее различных отложений.

Известны способы и устройства для различных видов обработки призабойной зоны пластов нефтяных скважин - тепловой обработки, барообработки импульсами и волнами давления, химической обработки призабойной зоны пласта /Технология и техника добычи нефти и газа. Муравьев И.М. и др. М., Недра, 1971/. Каждый из этих методов в отдельности обеспечивает определенный прирост продуктивности скважины.

Для повышения эффективности эти обработки выполняют в комплексе. Эффективность обработки при этом выше простого суммирования эффективностей раздельно выполненных методов за счет т.н. синергетического эффекта.

Известны способ и устройства для термогазохимического воздействия (ТГХВ) пороховыми зарядами /Прострелочно-взрывная аппаратура. Справочник под ред. Л.Я.Фридляндера. М., Недра, 1990, с.107-116/.

При ТГХВ осуществляется комплексное воздействие:

- ударное механическое - пороховыми газами, образующимися в большом объеме за доли секунды,

- тепловое - горячими продуктами горения пороховых зарядов,

- химическое - соляной кислотой, образующейся при растворении в воде газообразного хлорводорода.

Комплексное воздействие при ТГХВ обеспечивает высокую эффективность и успешность обработки.

Недостатки способа и устройств для ТГХВ - взрывоопасность порохов и высокие затраты на их изготовление, хранение, транспортировку. Скважинные работы с пороховыми зарядами относятся к категории прострелочно-взрывных работ и выполняются специализированной геофизической партией, что повышает стоимость ремонта скважины. Имеется опасность разрушения заколонного цементного кольца и цементной пробки на забое скважины вследствие неконтролируемого ударного механического воздействия и последующего обводнения продукции из водоносных горизонтов. После обработки необходимо выполнять повторный спуск оборудования на трубах для вызова притока из пласта, удаления из призабойной зоны пласта и из скважины продуктов реакции, что увеличивает простой скважины и удораживает ее ремонт.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (Патент РФ №2142051, МКИ 7 Е21В 43/25, 27.11.99), заключающийся в спуске на колонне насосно-компрессорных труб перфорированного контейнера со сплошными герметизированными алюминиевыми капсулами, заполненными щелочным или щелочно-земельным элементом, и обеспечении взаимодействия их с соляной кислотой в обрабатываемом интервале. Выделяемое при реакции тепло и продукты реакции повышают эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта. Способ обеспечивает безопасное шадящее воздействие на призабойную зону пласта, без ударных механических волн.

Недостатком способа является необходимость применения кислоты, что ухудшает экологическую обстановку, требует значительных затрат времени на обработку пласта, увеличение стоимости обработки и использование спецтехники. Отсутствует депрессионное и репрессионное воздействие, позволяющее выполнять обработку с проникновением тепла и продуктов реакции в призабойную зону пласта с вызовом притока и удалением продуктов обработки. Для их выполнения необходимы дополнительные работы по освоению скважины. Разрыв во времени между обработкой и освоением приводит к остыванию органических отложений и повторной закупорке призабойной зоны пласта.

Известен способ термобародинамического воздействия на нефтяной пласт и устройство для его осуществления /патент РФ №2162144, опубл. 20.01.2001 г./, принятый за прототип.

Способ включает спуск в скважину оборудования, поджиг заряда термогазоисточника, образование горячих газов и прогрев жидкости в призабойной зоне пласта образующимися горячими газами, закачку теплоносителя в пласт, создание депрессий и репрессий на забое. В состав оборудования включают забойный пульсатор давления, изолируют пласт пакером и клапаном забойного пульсатора давления. Образование горячих газов и прогрев жидкости в призабойной зоне пласта термогазоисточником осуществляют в замкнутом ограниченном объеме забоя скважины. В качестве теплоносителя используют горячую газожидкостную смесь, которую задавливают в пласт под действием давления, создаваемого в замкнутом ограниченном объеме забоя скважины газообразными продуктами сгорания заряда термогазоисточника.

В способе производят полоскание призабойной зоны пласта горячей газожидкостной смесью периодическим многократным созданием кратковременных депрессий и репрессий. Также созданием длительной глубокой депрессии извлекают из призабойной зоны пласта продукты воздействия и очистки, отбирают их в имплозионную камеру и грязесборную емкость и поднимают на поверхность.

Устройство для термобародинамического воздействия на нефтяной пласт содержит имплозионную камеру с атмосферным давлением и термогазоисточник с электроприводом. Устройство снабжено забойным пульсатором давления, грязесборной емкостью, циркуляционным клапаном, электроконтактным устройством, пакером с якорем, фильтром, патрубком с электроконтактным наконечником и изолированным проводом во внутренней полости.

Устройство снабжено дополнительным якорем, который установлен над пакером и препятствует перемещению оборудования вверх по обсадной колоне, снабжено регулируемым на определенное давление срабатывания предохранительным клапаном, установленным между забойным пульсатором давления и дополнительным якорем, также снабжено грязесборной емкостью, установленной под термогазоисточником для сбора оседающих продуктов обработки и очистки для последующего подъема на поверхность.

Основной недостаток прототипа - сложность устройства и технологии работ.

Компоновка содержит, кроме сложных механических узлов, также и электрические-электроконтактное устройство с электроконтактным наконечником и изолированными проводами. Термогазоисточник также содержит устройство для электрозапуска. Эти электроустройства находятся в скважинной жидкости с высокой электропроводностью. В случае отказа одного электрического элемента, утечки тока для устранения неисправности необходимо выполнять полный подъем компоновки на трубах с забоя скважины, что резко удораживает выполняемые работы. Скважинные работы выполняются с привлечением геофизической партии, которая задействована на всех циклах работ, что также удораживает выполняемые работы.

Чередующиеся гидроудары на пласт, когда давление на забое скважины за несколько секунд изменяется от полного гидростатического давления столба жидкости в скважине до атмосферного и наоборот, опасны для цементного кольца скважины, могут разрушить его и вызвать проникновение воды из ближайшего водоносного пласта. Также опасны высокие давления, которые могут возникнуть при горении термогазоисточника в условиях низкой приемистости пласта и отказе предохранительного клапана. Особенно это актуально при использовании пороховых термогазоисточников, скорость горения и соответственно газовыделения которых возрастает с повышением давления. Наличие пакера приводит к неконтролируемому росту давления, разрушению пакера и якорного устройства, разрушению цемента за колонной и на забое скважины.

Геологическая эффективность знакопеременных волн давления незначительная, поскольку колебания имеют большой период с зоной воздействия за пределами зоны кольматации скважины. Количество импульсов ограничено износом резиновых уплотнительных элементов устройства (не более 10...15 циклов).

Недостатком устройства является необходимость использования пакера, усложняющего технологию работ. Обычно обработке подвергаются скважины с отложениями не только в интервале перфорации, но и по всей колонне обсадных и нагнетательных труб. Для прохождения пакера, резиновые втулки которого имеют диаметр, близкий к внутреннему диаметру обсадной трубы, необходимо удалять эти отложения механическим скребком до забоя скважины. Также необходимо производить очистку внутренней поверхности насосно-компрессорных труб от парафиноотложений путем паропрогрева для пропуска кабельной части электроконтактного устройства.

В результате сложности устройства и технологии работ, недостаточной эффективности метод нашел ограниченное применение.

Целью предлагаемого изобретения является повышение технологичности, геологической и технической безопасности, безотказности скважинных работ, повышение геологической и технико-экономической эффективности обработок скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин, включающем выбор на месторождении скважин с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями, остановку скважины, подъем глубинно-насосного оборудования, доставку на обрабатываемый интервал скважины термогазохимического генератора, запуск генератора и термогазохимическое воздействие с одновременным репрессионным воздействием на призабойную зону пласта, депрессионное воздействие на пласт с вызовом притока из пласта, промывку скважины для удаления продуктов обработки пласта, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск его в работу, скважины на месторождении выбирают с текущим дебитом не более 3...5 м куб./сутки, определяют состав отложений в призабойной зоне пластов выбранных скважин, в качестве генератора термогазохимического воздействия используют композицию химреагентов, не вступающих в химическую реакцию между собой, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой, и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах, запуск и работу генератора осуществляют его взаимодействием с забойной водой, генератор размещают в верхней части обрабатываемого интервала, репрессию при термогазохимическом воздействии создают повышением уровня жидкости в скважине доставкой под уровень воздушной камеры, причем одновременно с термогазогенератором, при этом обеспечивают объем воздушной камеры не менее 25% объема скважинной жидкости, время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры не более 2 суток, уровень жидкости в скважине после доставки воздушной камеры в пределах 5...15% выше статического уровня, а депрессионное воздействие и вызов притока из пласта осуществляют снижением уровня жидкости в скважине путем разгерметизации воздушной камеры.

Также поставленная цель достигается тем, что в устройстве для осуществления способа обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин, включающем термогазохимический генератор в трубчатом контейнере, доставляемый на колонне труб в обрабатываемый интервал скважины, термогазохимический генератор выполнен в виде твердотельных частиц гидрореагирующего вещества, способного к экзотермической реакции с водой, размещенных в цилиндрических капсулах, как минимум в одной, выполненных герметичными, изготовленных из разрушаемого материала и установленных в полости контейнера, капсулы с частицами гидрореагирующего вещества заполнены жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, но растворяющим отложения в призабойной зоне пласта, контейнер выполнен с радиальными окнами на боковой поверхности и содержит узел вскрытия капсул, размещенный в нижней части контейнера, выполненный в виде поршня, размещенного под нижней капсулой, и штока, соединенного верхней частью с поршнем, а нижней - через осевой канал в нижней части контейнера с хвостовиком из труб, причем длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины, колонна труб выполнена герметичной и воздухонаполненной и содержит в нижней части управляемое клапанное устройство, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины.

В предлагаемом способе выбирают скважины с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями и текущим дебитом не более 3...5 м куб./сутки. Твердые отложения - в основном органические отложения - парафины, смолы, асфальтены и также минеральные солевые отложения. Ввиду специфики физико-химического механизма образования этих отложений - это в основном малодебитные скважины глубиной до 2000 м, с потенциальным дебитом не более 10 м куб./сут жидкости, понижающимся в процессе эксплуатации до 0,5...5,0 м куб./сут из-за закупорки пласта отложениями. Эти скважины характеризуются длительным временем кривой восстановления уровня, позволяющим выполнить операции по предлагаемому способу и получить новый технический результат.

Необходимость определения состава отложений в призабойной зоне пластов выбранных скважин обоснована их разнообразием. Структура органических отложений разрушается плавлением при нагреве до определенной температуры в диапазоне 60...90°С в зависимости от его состава и разрушается растворением при воздействии определенных химреагентов, индивидуально подбираемых к данному составу отложений. Для неорганических отложений также необходим индивидуальный подбор химреагентов с максимальным растворяющим действием.

Наиболее эффективным, как показывает практика, является комплексное тепловое и химическое воздействие. Для этого в предлагаемом изобретении в качестве генератора термогазохимического воздействия используют композицию не вступающих в химическую реакцию между собой химреагентов, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой, и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах. Использование гидрореагирующего вещества (ГРВ), способного к экзотермической реакции с водой, позволяет упростить технологию работ, исключить недостатки, характерные для прототипа. Вода как второй компонент, вступающий в реакцию с ГРВ, практически всегда имеется на забое нефтяных скважин. Запуск генератора в работу производится обеспечением контакта и взаимодействием ГРВ с забойной водой, что можно реализовать простым механическим путем без подачи электрического тока на забой скважины, без использования кабеля и геофизической партии.

Размещение генератора в верхней части обрабатываемого интервала и осуществление термогазохимического воздействия в режиме репрессии повышением уровня жидкости в скважине путем доставки под уровень воздушной камеры одновременно с термогазогенератором позволяет создать репрессию на пласт и продавить в ближнюю зону пласта нагретые продукты реакции и химреагент. Их продавка осуществляется равномерно по всем принимающим пропласткам сверху вниз поступающей сверху скважинной жидкостью, постоянно нагреваемой работающим термогазохимическим генератором. Продавкой продуктов реакции в пласт обеспечивается разрушение структуры и растворение отложений в призабойной зоне пласта. В прототипе эта задача решается более сложным путем - герметизацией интервала пакером и использованием термогазогенератора с большим объемом газовыделения для продавки давлением газа. Реально в прототипе для этого могут быть использованы, и использовались по имеющимся публикациям, пороховые твердотопливные заряды, которые относятся к особо опасным грузам - взрывматериалам. Их применение, как упоминалось выше, несет высокие затраты на изготовление, хранение, транспортировку и выполнение скважинных работ.

Использование воздушной камеры для создания репрессии на пласт позволяет упростить проблему освоения скважины для удаления продуктов обработки. Для этого в предлагаемом изобретении после термогазохимического воздействия осуществляют вызов притока снижением уровня в скважине путем разгерметизации воздушной камеры. Воздушная камера заполняется скважинной жидкостью, уровень в скважине снижается. Давление столба жидкости становится ниже пластового, на пласт создается депрессия, и происходит приток из пласта в скважину флюидов, в т.ч. и различных отложений, перешедших под действием тепла и химреагентов в состояние текучести. Однако для создания достаточной репрессии и депрессии этим способом необходимо, чтобы объем воздушной камеры был не менее 25% объема скважинной жидкости, время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры было не более 2 суток, а уровень жидкости в скважине после доставки воздушной камеры обеспечивался в пределах 5...15% выше статического уровня при вышеупомянутом ограничении текущего дебита скважин не более 3...5 м куб./сут.

После остановки скважины уровень в ней начинает подниматься от динамического при работавшем насосе до статического, определяемого, в первую очередь, пластовым давлением. Процесс этот идет по кривой восстановления уровня (КВУ), зависимость которой можно определить по параметрам скважины в процессе эксплуатации (пластовому давлению Рпл., коэффициенту продуктивности Кпрод и др.). Поскольку обработке подвергаются скважины с пониженным дебитом не более 3...5 м куб./сутки, то из-за плохой гидродинамической связи скважины с пластом восстановление уровня происходит в течение длительного времени до трех-пяти и более суток. Этого времени достаточно для подъема глубинно-насосного оборудования и доставки на обрабатываемый интервал скважины термогазохимического генератора и воздушной камеры. После их спуска по данным измерения уровня в скважине эхолотом или по расчетным данным оценивают уровень жидкости в скважине. При низком уровне обеспечивают уровень в пределах 5...15% выше статического уровня путем долива с устья скважины технологической жидкостью. Поскольку объем воздушной камеры не менее 25% объема скважинной жидкости, то при его разгерметизации уровень в скважине снижается на 10...20% ниже статического, и происходит приток жидкости из пласта с удалением продуктов обработки.

Обзор патентов позволяет судить о наличии ряда твердотельных гидрореагирующих веществ, которые используются для термообработки скважин - на основе магния, щелочных металлов, алюминия, карбида кальция, боргидрида щелочного металла и др. В чистом виде их использование сложно из-за их высокой реакционной способности. В предлагаемом устройстве эти вещества защищены от взаимодействия с окружающей средой и используются в термогазохимическом генераторе в виде твердотельных частиц. Их размещение в герметичных цилиндрических капсулах, заполненных жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, позволяет повысить безопасность и безотказность работ. Заполнение капсул химреагентами может производиться в условиях химбазы нефтедобывающего предприятия, где имеются все условия для безопасности работ. Герметичные капсулы исключают контакт с химреагентом при сборке компоновки на скважине. Отсутствуют опасности разрушения капсул внешним давлением и проникновения воды в капсулы, поскольку давления внутри и снаружи капсулы выравниваются за счет их заполнения жидкостью.

Капсулы изготовлены из разрушаемого материала и устанавливаются в полости контейнера. Для реагирования композиции химреагентов с водой корпус капсул разрушается механическим воздействием, без нарушения целостности контейнера. Последний при этом может быть использован многократно. Для этого трубчатый контейнер выполнен с радиальными окнами на боковой поверхности и содержит узел вскрытия капсул. Радиальные окна обеспечивают контакт гидрореагирующего вещества после вскрытия капсул с забойной водой, проведение химической реакции с выделением тепла и выход продуктов реакции из контейнера в ствол скважины.

Размещение узла вскрытия капсул в нижней части контейнера обеспечивает тепловыделение в одной точке - в верхней части обрабатываемого интервала, что при наличии репрессионного потока жидкости сверху вниз обеспечивает обработку всех принимающих пластов обрабатываемого интервала.

Выполнение узла вскрытия капсул в виде поршня, размещенного под нижней капсулой, и штока, соединенного верхней частью с поршнем, а нижней - через осевой канал в нижней части контейнера с хвостовиком из труб, где длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины, позволяет следующее:

- выполнить разрушение капсул одновременно с установкой контейнера в обрабатываемом интервале под действием веса колонны труб,

- исключить при спуске компоновки случайный запуск термохимического контейнера от зацепа хвостовика на стыке труб обсадной колонны, поскольку диаметр штока и колонны труб меньше диаметра контейнера.

В предлагаемом устройстве в качестве воздушной камеры использована колонна труб, которая выполнена герметичной и воздухонаполненной. Объем колонны насосно-компрессорных труб обеспечивает достаточно высокий подъем уровня в скважине и необходимую репрессию на пласт. Например, наиболее распространенные типоразмеры НКТ 73 мм в обсадной колонне 146 мм с внутренним диаметром 133 мм позволяют поднять уровень в скважине на 33%.

Наличие управляемого клапанного устройства, соединенного входами с полостью колонны труб и ствола скважины, позволяет снизить уровень в скважине при разгерметизации воздушной камеры - колонны труб. Для этого клапанное устройство открывается и полость колонны труб соединяется с полостью скважины. Колонна труб заполняется скважинной жидкостью, уровень в скважине снижается. Давление столба жидкости становится ниже пластового, на пласт создается депрессия, и происходит приток флюидов из пласта в скважину с выносом из призабойной зоны пласта продуктов обработки.

Отсутствие пакера, якорного устройства в предлагаемом изобретении исключает опасность возникновения высоких давлений в обрабатываемом интервале, обеспечивает проходимость устройства на забой в загрязненных скважинах. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемым способу и устройству производится в шадящем режиме. Достигается высокая геологическая и техническая безопасность работ. Это особенно актуально для месторождений на поздней стадии эксплуатации, доля которых в мировой добыче нефти с каждым годом возрастает.

Таким образом, предлагаемые способ и устройство для его осуществления соответствуют критерию "Новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "Изобретательский уровень". Применение устройства представлено фиг.1, 2, 3, 4.

Фиг.1. Общий вид устройства для обработки призабойной зоны пластов после спуска на забой скважины.

Фиг.2. Диаграмма давления Р и температуры Т на забое при обработке скважины.

Фиг.3. Общий вид устройства для обработки призабойной зоны пластов в процессе термогазохимического и репрессионного воздействия.

Фиг.4. Общий вид устройства для обработки призабойной зоны пластов в процессе депрессионного воздействия.

Рассмотрим пример, подтверждающий возможность осуществления предлагаемого изобретения.

Устройство (фиг.1) содержит термогазохимический генератор 1 в трубчатом контейнере 2, доставляемый на колонне труб 3 в обрабатываемый интервал 4 скважины 5. Термогазохимический генератор выполнен в виде цилиндрических капсул 6, размещенных в контейнере 2. Капсулы заполнены гидрореагирующим веществом, например кусочками металлического натрия. Свободное пространство между кусочками заполнено жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, но растворяющим отложения в призабойной зоне пласта, например для натрия это могут быть керосиновые, бензиновые фракции перегонки нефти. Капсулы выполнены герметичными и изготовлены из разрушаемого материала, например полиэтилена. Контейнер имеет на боковой поверхности радиальные окна, обеспечивающие контакт термогазохимического генератора с забойной жидкостью. В нижней части контейнера 2 имеется узел вскрытия капсул 7,выполненный в виде поршня 8, размещенного под нижней капсулой, и штока 9, соединенного верхней частью с поршнем 8, а нижней через осевой канал в нижней части контейнера - с хвостовиком 10 из труб. Длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины. Это позволяет при разгрузке веса труб на забой скважины произвести разрушение капсул по всей длине контейнера путем раздавливания капсул поршнем с усилием, равным весу колонны труб. Между колонной труб и контейнером имеется клапанное устройство 11, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины. Колонна труб выполнена герметичной и воздухонаполненной. При спуске компоновки клапанное устройство находится в закрытом состоянии и разобщает полости труб и ствола скважины.

Обработка скважин осуществляется следующим образом.

Предварительно на месторождении выбирают скважины с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями с текущим дебитом не более 3...5 м куб./сутки. Производят отбор проб отложений с забоя скважины, например, в процессе текущего ремонта скважин. Определяют соотношение асфальтенов, смол, парафинов, минеральных солей, их состав. Составляют композицию химреагентов, не вступающих в химическую реакцию между собой, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой, и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах. Заполняют этой композицией необходимое количество капсул термогазогенератора.

Останавливают скважину и поднимают глубинно-насосное оборудование. Сразу после подъема насоса спускается компоновка оборудования.

Компоновка соответствует предлагаемому устройству по фиг.1 и включает следующее (снизу вверх):

- хвостовик 10 из НКТ с заглушкой в нижней части, длиной равной расстоянию от забоя до верхнего участка обрабатываемого интервала,

- термогазогенератор 1, состоящий из узла вскрытия капсул в виде штока 9 с поршнем 8 и контейнера 2, заполненного капсулами 6 с композицией химреагентов,

- манотермометр 12, установленный в корпусе штока,

- клапанное устройство 11 в закрытом состоянии,

- колонна труб 3 до устья скважины.

Объем воздушной камеры колонны труб должен по предлагаемому способу составлять не менее 25% объема скважинной жидкости. Для этого, например, при обсадной колонне 146 мм должны применяться трубы не менее 73 мм.

На фиг.2 изображены диаграммы давления Р и температуры Т, регистрируемые манотермометром 12 во время спуска-подъема компоновки и технологического процесса обработки скважины.

После спуска компоновки на забой (участок 1-2, фиг.2) уровень в скважине поднимается на высоту определяемую объемом компоновки. Время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры колонны труб по предлагаемому способу должно быть не более 2 суток, в противном случае будет отсутствовать возможность создания депрессии на пласт.

После спуска компоновки на забой необходимо эхолотом выполнить контрольный замер уровня в скважине и при необходимости долить в скважину жидкости в пределах 5...15% выше статического уровня для создания репрессии на пласт.

На фиг.1 показаны уровни жидкости Нд, Нст, Нр, Нт в скважине, на фиг.2 - соответствующие этим уровням давления на забое скважины Рд, Рпл, Рр, Рт. Нд - динамический уровень в скважине после остановки скважины, соответствует Рд. Нт - текущий уровень в скважине в процессе обработки. Нст - статический уровень в скважине, при котором давление столба жидкости на забое равно пластовому давлению Рпл. Нр (Рр) - уровень в скважине (давление репрессии на забое) после спуска компоновки с воздушной камерой колонны труб на забой. Разность уровней Нр-Нст обеспечивает репрессию на пласт, равную Рр-Рпл.

После достижения хвостовиком забоя вес колонны труб разгружают на забой скважины (фиг.3). Тем самым осуществляется запуск и работа термогазохимического генератора. Усилием веса колонны труб капсулы 6 разрушаются, и содержимое капсул вступает во взаимодействие с забойной водой, поступающей в радиальные каналы контейнера. Происходит экзотермическая реакция с выделением тепла, газов и нагревом химреагента и окружающей скважинной жидкости (участок 2-3, фиг.2). Прирост температуры по данной скважине составил Тмакс-Тпл=68-25=43°С, где Тмакс - максимальная температура в стволе скважины (в зоне монтажа термоманометра), Тпл - пластовая температура на забое скважины.

Под давлением репрессии Рр-Рпл нагретые химреагент и скважинная жидкость поступают в призабойную зону пласта, что отмечается по ниспадающей кривой диаграммы температуры на участке 2-3. Поскольку термогазохимический генератор размещен в верхней части обрабатываемого интервала, то нагреваемые смеси перемещаются сверху вниз поступающим сверху потоком жидкости, и смесь поступает во все проницаемые, расположенные ниже, пропластки. Таким образом осуществляется термогазохимическое воздействие с одновременным репрессионным воздействием на призабойную зону пласта. Происходит плавление и растворение органических и неорганических отложений непосредственно в призабойной зоне пласта.

Для депрессионного воздействия на пласт с вызовом притока из пласта открывают управляемое клапанное устройство, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины. Например, если установлен диафрагменный разрушаемый клапан, то его открытие производится сбрасыванием в скважину металлического стержня. Часть жидкости из ствола скважины перетекает в воздушную камеру колонны труб, и уровень в скважине снижается до Нт с давлением на забое Рт (фиг.4). На пласт создается депрессия, равная Рпл-Рт. Пластовая жидкость поступает в скважину и одновременно выносит из призабойной зоны пласта продукты обработки, ранее закупоривавшие пласт. Процесс продолжается до восстановления уровня до Нст и соответственно давления на забое, равного Рпл (участок диаграммы 3-4 фиг.2). После подъема уровня к устью скважины подсоединяется насосный агрегат с технологической жидкостью, и осуществляется прямая или обратная промывка скважины и труб от продуктов обработки (на фиг.2 не показано). Затем компоновка извлекается из скважины, спускается глубинно-насосное оборудование, и скважина запускается в работу.

Технико-экономический эффект достигается в сравнении с аналогами за счет:

- комплексной обработки скважины - теплом, растворителями, депрессионно-репрессионным воздействием, вызовом притока и промывкой скважины за одну спускоподъемную операцию на трубах,

- низкой стоимости термогазохимического генератора, его безопасности в сравнении с пороховыми термогазогенераторами,

- простоты технологии работ, не требующей затрат на геофизические услуги,

- отсутствия ударных нагрузок на пласт и скважину, что позволяет выполнять работы в старом, изношенном фонде скважин,

- высокой проходимости компоновки устройства в загрязненных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам и устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны продуктивного пласта с целью удаления из нее различных отложений. Выбирают на месторождении скважины с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями с текущим дебитом не более 3...5 м куб/сутки. Определяют состав отложений в призабойной зоне пластов выбранной скважины. Останавливают скважину, поднимают глубинно-насосное оборудование. Доставляют на обрабатываемый интервал скважины на колонне труб термогазохимический генератор в трубчатом контейнере. Термогазохимический генератор выполнен в виде твердотелых частиц гидрореагирующего вещества, способного к экзотермической реакции с водой. Частицы гидрореагирующего вещества размещены в цилиндрических капсулах, как минимум в одной. Капсулы выполнены герметичными и изготовлены из разрушаемого материала и установлены в полости контейнера. Капсулы с частицами гидрореагирующего вещества заполнены жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, но растворяющим отложения в призабойной зоне пласта. Контейнер выполнен с радиальными окнами на боковой поверхности и содержит узел вскрытия капсул, размещенный в нижней части контейнера. Узел вскрытия капсул выполнен в виде поршня, размещенного под нижней капсулой, и штока, соединенного верхней частью с поршнем, а нижней - через осевой канал в нижней части контейнера с хвостовиком из труб. Причем длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины. Колонна труб выполнена герметичной и воздухонаполненной и содержит в нижней части управляемое клапанное устройство, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины. Запуск и работу генератора осуществляют его взаимодействием с забойной водой. Генератор размещают в верхней части обрабатываемого интервала. Репрессию при термогазохимическом воздействии создают повышением уровня жидкости в скважине доставкой под уровень воздушной камеры, одновременно с термогазогенератором. При этом обеспечивают объем воздушной камеры не менее 25% объема скважинной жидкости. Время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры не более 2 суток. Уровень жидкости в скважине после доставки воздушной камеры в пределах 5...15% выше статического уровня. Запускают генератор и осуществляют термогазохимическое воздействие с одновременным репрессионным воздействием на призабойную зону пласта, депрессионное воздействие на пласт с вызовом притока из пласта. Депрессионное воздействие и вызов притока из пласта осуществляют снижением уровня жидкости в скважине путем разгерметизации воздушной камеры. Промывают скважину для удаления продуктов обработки пласта. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают его в работу. Техническим результатом является повышение геологической эффективности обработок скважин, технологичности, геологической и технической безопасности скважинных работ. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин, включающий выбор на месторождении скважин с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями, остановку скважины, подъем глубинно-насосного оборудования, доставку на обрабатываемый интервал скважины термогазохимического генератора, запуск генератора и термогазохимическое воздействие с одновременным репрессионным воздействием на призабойную зону пласта, депрессионное воздействие на пласт с вызовом притока из пласта, промывку скважины для удаления продуктов обработки пласта, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск его в работу, отличающийся тем, что скважины на месторождении выбирают с текущим дебитом не более 3...5 м³/сут, определяют состав отложений в призабойной зоне пластов выбранных скважин, в качестве генератора термогазохимического воздействия используют композицию химреагентов, не вступающих в химическую реакцию между собой, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах, запуск и работу генератора осуществляют его взаимодействием с забойной водой, генератор размещают в верхней части обрабатываемого интервала, репрессию при термогазохимическом воздействии создают повышением уровня жидкости в скважине доставкой под уровень воздушной камеры, причем одновременно с термогазогенератором, при этом обеспечивают объем воздушной камеры не менее 25% объема скважинной жидкости, время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры не более 2 сут, уровень жидкости в скважине после доставки воздушной камеры в пределах 5...15% выше статического уровня, а депрессионное воздействие и вызов притока из пласта осуществляют снижением уровня жидкости в скважине путем разгерметизации воздушной камеры.2. Устройство для осуществления способа обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин по п.1, включающее термогазохимический генератор в трубчатом контейнере, доставляемый на колонне труб в обрабатываемый интервал скважины, отличающееся тем, что термогазохимический генератор выполнен в виде твердотельных частиц гидрореагирующего вещества, способного к экзотермической реакции с водой, размещенных в цилиндрических капсулах, как минимум в одной, выполненных герметичными, изготовленных из разрушаемого материала и установленных в полости контейнера, капсулы с частицами гидрореагирующего вещества заполнены жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, но растворяющим отложения в призабойной зоне пласта, контейнер выполнен с радиальными окнами на боковой поверхности и содержит узел вскрытия капсул, размещенный в нижней части контейнера, выполненный в виде поршня, размещенного под нижней капсулой, и штока, соединенного верхней частью с поршнем, а нижней через осевой канал в нижней части контейнера с хвостовиком из труб, причем длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины, колонна труб выполнена герметичной и воздухонаполненной и содержит в нижней части управляемое клапанное устройство, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины.