способ освоения нефонтанирующей нефтяной скважины

Формула изобретения

1. Способ освоения нефонтанирующей нефтяной скважины, включающий промывку, перфорацию, силовое, тепловое, химическое воздействия на пласт для вызова притока с помощью оборудования для освоения, отличающийся тем, что вначале в скважине устанавливают оборудование для добычи нефти, включая насос для добычи нефти, в котором выполнено отверстие для прохода оборудования для освоения, совместно с оборудованием для освоения, подготовленным к совместным операциям как освоения, так и добычи нефти, выполняют операции освоения, используя оба вида оборудования, после вызова притока сразу приступают к добыче нефти без остановки притока и без извлечения оборудования для освоения или с частичным его извлечением через превентор и лубрикатор.

2. Способ освоения по п. 1, отличающийся тем, что в скважине устанавливают насосно-компрессорные трубы совместно с закрепленными на них автономными приборами и насосом для добычи нефти, в котором выполнено осевое отверстие для прохода оборудования для освоения и оборудования для добычи нефти, на устье на насосно-компрессорных трубах устанавливают лубрикатор с превентором, опускают на геофизическом кабеле через лубрикатор насосно-компрессорные трубы и насос, зарядочный комплекс для перфорации нефтегазового пласта с установленными на кабеле выше комплекса исследовательскими приборами, закрывают превентор, выполняют через насосно-компрессорные трубы прямую или обратную промывку скважины; включают насос и исследовательские приборы и понижают уровень жидкости в скважине до расчетного, выключают насос и закачивают при расчетной необходимости в зону пласта поверхностно-активные вещества, кислоты, пены, стимулирующие получение притока нефти, включают насос и одновременно инициируют по геофизическому кабелю подрыв зарядов, выполняя перфорацию колонны в зоне пласта, фиксируют наличие откачиваемой из скважины нефти в нефтепроводе на поверхности, анализируют показания исследовательских приборов, определяют дебит, при наличии запланированного дебита продолжают добычу нефти, не останавливая скважину после освоения, открывают превентор, поднимают в лубрикатор исследовательские приборы и зарядочный комплекс или его остатки, закрывают превентор, извлекают из лубрикатора поднятое оборудование и закрывают лубрикатор, при отсутствии запланированного дебита насос при необходимости останавливают и выполняют дополнительное воздействие на пласт, например повторную перфорацию, гидроразрыв, воздействие пороховыми зарядами, прогрев пласта паром или горячей жидкостью, насос держат включенным или выключают сразу после выполнения соответствующих операций, фиксируют достижение планируемого дебита, пока дебит не достигнут, повторяют воздействие на пласт до достижения запланированного дебита, после достижения запланированного дебита насос не останавливают, а продолжают добычу, оборудование на кабеле извлекают через превентор и лубрикатор в приведенном выше порядке, при необходимости исследований в процессе добычи их проводят исследовательскими приборами, опуская их в скважину через лубрикатор, превентор, насосно-компрессорные трубы, насос и извлекая, как показано выше, автономные многопараметровые приборы извлекают при подъеме насосно-компрессорных труб в случае ремонта или запланированного выведения скважины из эксплуатации, анализируют показания автономных приборов, сравнивают их с показаниями исследовательских приборов и уточняют существующие теоретические представления.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано как при освоении, так и при добыче нефти из нефонтанирующих скважин.

Известен способ освоения нефтяных скважин, заключающийся в промывке скважины, вторичном вскрытии пласта, получении фонтанирующего притока, который включают в транспортные магистрали (В.Е. Гавура, В.В. Исайчев, А.К. Курбатов и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М., ВНИИОУЭНП, 1994; В.И. Кудинов, Б.М. Сучков. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. М., Недра, 1994).

Недостатком способа является то, что он не подходит для освоения нефонтанирующих скважин, которых в настоящее время большинство.

Этот недостаток устранен в другом известном способе, принятом за прототип, предназначенном для освоения нефонтанирующих скважин.

Способ освоения нефтяных скважин но прототипу включает промывку, перфорацию, силовое, тепловое, химическое и т.п. воздействие на пласт для вызова притока с помощью соответствующего оборудования для освоения (В.Н. Васильевский, А.И. Петров. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М., Недра, 1989, с. 13-63).

Недостатком прототипа является то, что после получения притока и освоения скважины ее приходится останавливать, извлекать оборудование для освоения, устанавливать оборудование для добычи и снова вызывать приток нефти. Но остановка скважины приводит к засорению фильтра и призабойной зоны пласта, в связи с чем процесс освоения приходится начинать снова. Однако оборудование для освоения уже изъято и в итоге нет возможности получить полноценный приток нефти. В этом главная причина того, что запланированный дебит скважин, как правило, превышает фактический. Фактически дебит, как правило, оказывается меньше ожидаемого.

Задача изобретения - устранить указанный недостаток и сделать фактический и запланированный дебиты равными.

Техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является переход от освоения скважины к добыче нефти без остановки притока нефти.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе освоения нефонтанирующих нефтяных скважин, включающем промывку, перфорацию, силовое, тепловое, химическое и т.п. воздействие на пласт для вызова притока с помощью соответствующего оборудования для освоения, согласно изобретению вначале в скважины устанавливают нефтедобывающее оборудование совместно с оборудованием для освоения, подготовленные к совместным операциям как освоения, так и добычи, выполняют операции освоения, используя оба вида оборудования, после вызова притока сразу приступают к его добыче без остановки притока и без извлечения оборудования для освоения или с частичным его извлечением через превентор и лубрикатор.

На конкретном примере указанный технический результат достигается тем, что в способе освоения нефтяных скважин, включающем промывку, перфорацию, силовые, тепловые, химические и т.п. воздействия на пласт для вызова притока с помощью соответствующего оборудования для освоения, согласно изобретению в скважины устанавливают насосно-компрессорные трубы (НКТ) совместно с закрепленными на НКТ автономными приборами и насосом для добычи нефти, в котором выполнено отверстие для прохода разного оборудования для освоения и добычи нефти; на устье на НКТ устанавливают лубрикатор с превентором; опускают на геофизическом кабеле через лубрикатор, через НКТ и насос зарядочный комплекс для перфорации нефтегазоносного пласта с установленными на кабеле выше комплекса исследовательскими приборами; закрывают превентор; выполняют через НКТ прямую или обратную промывку скважины; включают насос и исследовательские приборы и понижают уровень жидкости в скважине до расчетного; выключают насос и закачивают при расчетной необходимости в зону пласта ПАВы, кислоты, пены и т. п. вещества, стимулирующие получение притока; включают насос и одновременно инициируют по геофизическому кабелю подрыв зарядов, выполняя перфорацию колонны в зоне пласта; фиксируют наличие откачиваемой из скважины нефти в нефтепроводе на поверхности; анализируют показания исследовательских приборов; определяют дебит; при наличии запланированного дебита продолжают добычу нефти, не останавливая скважину после освоения; открывают превентор; поднимают в лубрикатор исследовательские приборы и весь или остатки зарядочного комплекса; закрывают превентор; извлекают из лубрикатора оборудование и закрывают лубрикатор; при отсутствии запланированного дебита насос, при необходимости, останавливают и выполняют дополнительное воздействие на пласт: повторную перфорацию, гидроразрыв, воздействие пороховыми зарядами, прогрев пласта паром или горячей жидкостью или т.п.; насос держат включенным или включают сразу после выполнения соответствующих операций; фиксируют достижение планируемого дебита; пока дебит не достигнут повторяют разные воздействия на пласт до достижения запланированного дебита; после достижения запланированного дебита насос не останавливают, а продолжают добычу; оборудование на кабеле извлекают через лубрикатор в приведенном выше порядке; при необходимости исследований в процессе добычи их проводят исследовательскими приборами, опуская их в скважину через лубрикатор, превентор, НКТ, насос и извлекая, как показано выше; автономные многопараметровые приборы извлекают при подъеме НКТ в случае ремонта, запланированного выведения скважины из эксплуатации и т.п.; анализируют показания автономных приборов, сравнивают их с показаниями исследовательских приборов и уточняют существующие теоретические и практические представления и руководящие регламенты.

Одновременное использование оборудования для освоения и добычи нефти, подготовленного заранее к совместным операциям, и переход от освоения к добыче нефти без остановки притока не ухудшают процесс притока, обеспечивают стабильность притока без засорения фильтра и призабойной зоны пласта, в результате чего запланированный и фактический дебиты скважины оказываются одинаковыми.

Конкретное выполнение предложенного способа по одному из возможных вариантов подтверждает возможность перехода от освоения скважины к добыче нефти без остановки притока, что обеспечивает получение максимального дебита.

Схема выполнения предложенного способа показана на чертеже, где изображены:

1 - колонна скважины; 2 - насосно-компрессорные трубы (НКТ), на которых закреплены автономные приборы 3 и насос 4 для добычи нефти с осевым отверстием для прохода оборудования; 5 - лубрикатор с превентором 6; 7 - геофизический кабель, на котором закреплены исследовательские приборы 8 и зарядочный комплекс 9 для перфорации нефтегазоносного пласта 10; 11 - пониженный уровень жидкости в скважине 1.

Предложенный способ выполняют следующим образом.

В скважину 1 устанавливают НКТ 2 с закрепленными на них автономными приборами 3 и насосом 4 с проходным осевым отверстием. На устье на НКТ 2 устанавливают лубрикатор 5 с превентором 6. Опускают на геофизическом кабеле 7 через лубрикатор 5, НКТ 2 и насос 4 зарядочный комплекс 9 и исследовательские приборы 8. Закрывают превентор 6. Выполняют через НКТ прямую или обратную промывку скважины 1. Включают насос 4 и исследовательские приборы 8 и понижают уровень жидкости в скважине 1 до расчетного 11. Включают насос 4 и одновременно инициируют по геофизическому кабелю 7 подрыв зарядов 9, выполняя перфорацию колонны 1 в зоне пласта 10. Фиксируют наличие откачиваемой из скважины 1 нефти в нефтепроводе на поверхности. Анализируют показания исследовательских приборов 8. Определяют дебит нефтегазоносного пласта 10. При наличии запланированного дебита продолжают добычу нефти, не останавливая скважину 1 после освоения. Открывают превентор 6. Поднимают в лубрикатор 5 исследовательские приборы 8 и весь или остатки зарядочного комплекса 9. Закрывают превентор 6. Извлекают из лубрикатора 5 поднятое оборудование 8 и 9 и закрывают лубрикатор 5. При отсутствии запланированного дебита насос 4 при необходимости останавливают и выполняют дополнительное воздействие на пласт 10: повторную перфорацию, гидроразрыв, воздействие пороховыми зарядами, прогрев пласта 10 паром или горячей жидкостью и т.п.; насос 4 держат включенным или включают сразу после выполнения соответствующих операций; фиксируют достижение планируемого дебита. Пока дебит не достигнут повторяют разные воздействия на пласт 10 до достижения запланированного дебита. После достижения запланированного дебита насос 4 не останавливают, а продолжают добычу. Оборудование 8 и 9 на кабеле 7 извлекают через превентор 6 и лубрикатор 5 в приведенном выше порядке. При необходимости исследований в процессе добычи их проводят исследовательскими приборами 8, опуская их в скважину 1 через лубрикатор 5, превентор 6, НКТ 2, насос 4 и извлекают, как показано выше. Автономные многопараметровые приборы 3 извлекают при подъеме НКТ 2 в случае ремонта, запланированного выведения скважины из эксплуатации и т. п. Анализируют показания автономных приборов 3, сравнивают их с показаниями исследовательских приборов 8 и уточняют существующие теоретические и практические представления и руководящие регламенты.

В результате дебит скважины повышается.