Способ испытания пластов в условиях многолетнемерзлых пород Советский патент 1992 года по МПК E21B49/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к испытанию и освоению скважин, в которых нефть при подъеме по насосно-компрессорным трубам не должна охлаждаться, проходя в зоне многолетнемерзлых пород (ММП), в то же время мерзлый грунт не должен оттаивать.

Известны способы теплоизоляции на- сосно-компрессорных труб в условиях ММП, один из которых предусматривает заполнение кольцевого пространства веществом с низкой температурой кипения, другой дросселирование газа вращением, третий предусматривает формирование в затруб- ном пространстве теплоизоляционного материала на основе нефти и олеума с последующим затвердеванием смеси.

Применение этих способов при испытании низкодебитных скважин с высоковязкой нефтью затруднено и малоэффективно.

Наиболее близким к предлагаемому является способ испытания скважин в условиях ММП, сущность которого состоит в следующем. В скважину спускают насосно- компрессорные трубы (НКТ), оборудованные пакером, который устанавливается ниже зоны ММП, как правило, без опоры на забой. Выше пакера в НКТ устанавливается эжектор. В скважину на силовом электрическом кабеле спускаются также электронагревательные элементы ТЭНы. В затрубное пространство закачивается газообразный агент, снижается уровень жидкости, включаются ТЭНы, затрубное давление поддерживается в режиме работы эрлифта. После выхода скважины на режим отключают подогрев и эрлифт, проводят гидродинамические исследования.

Известный способ обладает рядом недостатков: спуск и подъем НКТ вместе с

VI

СО

41

о ч

силовым кабелем осложняет спускоподъем- ные операции и увеличивает время их проведения.

Целью изобретения является повышение эффективности способа испытания пластов и сокращение сроков его проведения. Для этого в скважину при спущенных НКТ. эжекторе и пакере закачивают подогретую пену, которая служит рабочим агентом в эрлифте для подъема нефти. В этом случае нет необходимости спускать в скважину кабель и ТЭНы. Для образования пены используют поверхностно-активные вещества (ПАВ), применяемые для бурения, такие, как суль- фонсл, сульфонат, лотос ОП-7, превоцелл 0-100 и различные газообразные агенты,

Известно, что пена является хорошим теплоизолятором, но неочевидным является то, что пена обладает слишком низкой теплопередачей и температуропередачей. При движении пены по затрубному пространству передачи тепла между ММП и НКТ практически не будет, температура пены должна быть выше температуры затвердевания нефти. Учитывая то, что температура нефти в пластовых условиях в районах Крайнего Севера составляет около 70°С, а также то, что при температуре выше 30°С нефть практически течет, не затвердевая, интервал температуры нагревания ПАВ должен быть в пределах 30-70°С.

Предлагаемый способ отличается от известного тем, что смесь пластовой нефти с газообразным агентом не подогревают в скважине ТЭНами, а закачивают в затруб- ное пространство скважины уже подогретую на поверхности пену, которая служит и теплоизолятором, и теплоносителем. После возбуждения притока подачу пены прекращают.

На чертеже изображена схема способа испытания пластов в условиях многолетне- мерзлых пород.

Она включает фонтанную арматуру 1, обсадную колонну 2 с перфорационными отверстиями 3. В скважине находятся НКТ 4, спущенные до уровня нефтяного пласта 5 с пакетом б и эжектором 7, В межтрубном пространстве содержится высококонцентрированная дисперсная система - пена 8 и нефть 9, Пену получают путем смешивания сжатого воздуха 10с подогретым раствором ПАВ 11 в смесителе 12.

Изобретение осуществляется следующим образом,

В скважину, оборудованную фонтанной арматурой 1, обсаженную колонной 2, на уровень продуктивного пласта 5 спускают

НКТ 4 с пакером б и эжектором 7. После пакеровки в затрубное пространство закачивают подогретую пену 8, которая, проходя через эжектор 7, поднимает нефть 9 на поверхность. Подогрев пены на поверхности

осуществляется следующим образом. В емкость цементированного агрегата заливают горячую воду с температурой выше 30°С и засыпают пенообразующий ПАВ. Постоянство температуры поддерживают паром из

котельной или пароподогревающей установки. Затем через смеситель 12 закачивают в скважину одновременно воздух 10 компрессором и смесь воды с ПАВ 11 агрегатом. После выхода скважины на режим

закачку пены прекращают и проводят гидродинамические исследования скважины.

Простота способа, отсутствие дополнительного оборудования (кабель, ТЭНы), экономия времени на спуск и подъем кабеля

позволяют без труда осуществить испытание пласта, например, в условиях Крайнего Севера м дают значительный экономический эффект,

Формула изобретения

Способ испытания пластов в условиях многолетнемерзлых пород, включающий спуск в скважину колонны насосно-комп- рессорных труб, оборудованной пакером и эжектором, закачку в затрубное пространство скважины газообразного агента и последующее проведение гидродинамических исследований, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа и сокращения сроков его проведения, в качестве газообразного агента закачивают пену, которую получают путем смешивания воздуха и предварительно подогретого водного раствора поверхностно- активного вещества.

s

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при испытании скважин, Цель - повышение эффективности способа и сокращение сроков его проведения. В скважине, обсаженной колонной 2, находятся насосно-компрессорные трубы (НКТ)4, Они опущены до уровня нефтяного пласта 5. НКТ 4 оборудованы пакером 6 и эжектором 7. С затрубным пространством скважины на устье связан смеситель (С) 12. Через С 12 в затрубное пространство нагнетают пену. Она образуется в С 12 при одновременной подаче в него воздуха и подогретого водного раствора поверхностно-активного вещества. Подогретая пена проходит через эжектор 7 и увлекает нефть на поверхность. После выхода скважины на режим прекращают подачу пены. Затем проводят гидродинамические исследования скважины. 1 ил.

12