способ обработки импульсным воздействием призабойной зоны скважины

Формула изобретения

Способ обработки импульсным воздействием призабойной зоны скважины с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида в межтрубное пространство скважины при закрытии прерывателем потока полости насосно-компрессорных труб, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при резком открытии прерывателем потока полости насосно-компрессорных труб, создание периодических депрессионно-репрессионных импульсов давления в призабойной зоне пласта за счет затухающих гидроударов, создаваемых путем коммутации прерывателем потока флюида, перемещающегося по полости колонны насосно-компрессорных труб на каждом этапе стравливания давления, контролирование затухающих колебаний давления по устьевым датчикам давления, установленным в полостях насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, проведение повторных циклов формирования перепада давления, этапов стравливания с формированием импульсов давления до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла, использование в качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин, в частности, технической воды в композиции с химическими реагентами, а в добывающих скважинах - нефти в композиции с химическими реагентами, в частности нефти, промывку обсадной колонны от отложений, образующихся в процессе обработки скважины, отличающийся тем, что выделяют обрабатываемые участки в интервале перфорации обсадной колонны скважины и оказывают последовательно импульсное воздействие на каждый участок, перемещая колонну насосно-компрессорных труб на высоту участка интервала перфорации, одновременно с формированием депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб формируют депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и межтрубным пространством скважины путем закачки флюида в межтрубное пространство при закрытии прерывателем потока межтрубного пространства, проводят стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по межтрубному пространству к дневной поверхности при резком открытии прерывателем потока межтрубного пространства, одновременно с созданием периодических депрессионно-репрессионных импульсов давления в призабойной зоне пласта и полостью насосно-компрессорной труб создают периодические депрессионно-репрессионные импульсы волн давления в призабойной зоне пласта и полостью межтрубного пространства за счет затухающих гидроударов путем коммутации прерывателем потока флюида в межтрубном пространстве, определяют интервалы времени между моментом достижения максимумов амплитуд волн давления обратного гидроудара при создании депрессии после одновременного открытия прерывателей потока колонны насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства и моментом достижения максимумов амплитуд волн давления при создании репрессии гидроударами в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, отраженными от обрабатываемого участка интервала перфорации обсадной колонны скважины, определяют скорости распространения ударных волн в межтрубном пространстве и колонне насосно-компрессорной труб, как отношение расстояния от устья скважины до обрабатываемого участка интервала перфорации обсадной колонны скважины к соответствующим интервалам времени между максимумами амплитуд волн обратного и отраженного гидроударов, создают условие равенства скоростей распространения ударных волн, изменяя проходное сечение прерывателей потока, после обработки участка интервала перфорации обсадной колонны проводят промывку обсадной колонны, насосно-компрессорных труб и другого оборудования, расположенного в скважине от накопившихся в процессе обработки отложений.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам освоения и очистки призабойных зон эксплуатационных скважин нефтяных месторождений и размещенного в них оборудования от асфальтосмолопарафиновых образований и мехпримесей.

Известен способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины путем создания периодических импульсов давления в прискважинной зоне пласта в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости скважины и создающей репрессионно-депрессионные импульсы, и стравливание давления при перемещении жидкости по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности. При этом скважину оборудуют задвижкой, выше нее монтируют цилиндр высокого давления с боковым отводом для заливки жидкости и слива загрязнений и с поршнем, и выше него соосно - цилиндр низкого давления с патрубками для подвода сжатого газа и с поршнем, соединенным с поршнем цилиндра высокого давления, образующими гидравлический мультипликатор. Периодические импульсы давления в прискважинной зоне для формирования затухающей стоячей волны создают ударом по поверхности скважинной жидкости разрядом сжатого газа через гидравлический мультипликатор подачей сжатого газа в цилиндр низкого давления через патрубок, находящийся над поршнем, под давлением, меньшим на величину отношения квадратов диаметров цилиндров. Стравливание давления в скважине формируют созданием разрежения через гидравлический мультипликатор подачей сжатого газа в цилиндр низкого давления через патрубок, находящийся под поршнем, под давлением, меньшим на величину отношения квадратов диаметров цилиндров (Пат. РФ №2243368, кл. Е21В 43/25, 2003).

Известное решение имеет низкую техническую эффективность, определяемую тем, что депрессионно-репрессионное воздействие оказывается сразу на всю зону перфорации обсадной трубы. При такой организации воздействия в первую очередь произойдет восстановления приемистости той части прискважинной зоны, которая и в исходном состоянии (до обработки) обладала более высокой приемистостью. В ходе последующих обработок именно из этой зоны будет высокий приток флюида при создании депрессии в скважине или она будет иметь большую приемистость при создании репрессии в скважине. В результате восстановление характеристик прискважинной зоны произойдет не по всей зоне перфорации скважины, а только на ее части, что снижает техническую эффективность способа.

Известен способ обработки прискважинной зоны пласта, содержащий периоды обработки, включающие формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины предварительной закачкой флюида в скважину, создание периодических импульсов давления в прискважинной зоне пласта в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по скважине, и стравливание давления при перемещении флюида по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности. Создание затухающей стоячей волны, перемещающейся по скважине, и стравливание давления при перемещении флюида по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности осуществляют в полости межтрубного пространства (МТП) скважины. Периоды обработки чередуют с промывкой скважины (Пат. РФ №2225505, кл. Е21В 43/25, 2002).

Известный способ обладает низкой технической эффективностью, поскольку при стравливании давления из МТП скважины депрессионный перепад давления возникает не только между прискважинной зоной пласта и МТП скважины, но и между МТП скважины и внутренней полостью насосно-компрессорной трубы (НКТ), находящейся в скважине. В результате этого, наряду с притоком флюида из прискважинной зоны пласта, возникнет значительный приток жидкости из внутренней полости НКТ, что приведет к возникновению противофазной волны разрежения во внутренней полости НКТ и к уменьшению амплитуды стоячей волны, перемещающейся по МТП скважины. В результате этого эффективность рассматриваемого способа обработки скважин сильно понизится. При высокой степени кольматации прискважинной зоны скважины предложенный способ будет перемещать флюид из внутреннего объема НКТ в МТП скважины и наоборот, не обеспечивая очистки прискважинной зоны скважины. Создание волн разрежения в МТП снижает амплитуду волны разрежения, воздействующей на перфорированную часть обсадной колонны, поскольку при переходе волны депрессии из МТП в объем перфорированной части обсадной колонны амплитуда волны разрежения уменьшится в отношение, равное отношению площади поперечного сечения МТП к площади поперечного сечения обсадной колонны, что также понижает эффективность способа.

Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, заключающийся в герметизации скважины с помешенной в ней колонной НКТ и перфорированным продуктивным пластом, подаче рабочей жидкости в скважину, создании в скважине избыточного статического давления, осуществлении гидроудара в верхней части колонны НКТ, передаче его по столбу жидкости, отклонении при выходе из колонны и последовательному дискретному перемещению нижнего ее конца вдоль скважины до следующего участка перфорированного продуктивного пласта после обработки предыдущего. Подачу рабочей жидкости в скважину осуществляют непрерывно в объеме, большем чем текущая приемистость пласта, величину создаваемого статического давления изменяют от минимального значения, обеспечивающего постоянное поджатие передающей гидроудар рабочей жидкости к ударному органу, до максимального значения, величина которого не превышает давление репрессии с учетом давления столба жидкости. Гидроудар накладывают на переменное статическое давление, отклоняют возникшие при гидроударе акустические волны, направляют векторы воздействия волн на боковую поверхность скважины и в глубину щелей перфорации, при этом контролируют величину изменения интенсивности колебаний звуковых волн и расход подаваемой в скважину рабочей жидкости. При неизменной интенсивности колебаний звуковых волн осуществляют перемещение нижнего конца колонны на расстояние, равное величине проекции на вертикальную ось скважины, по меньшей мере, одного минимального расстояния между двумя ближайшими щелями перфорации, и снова повторяют воздействие гидроударом. По изменению интенсивности звуковых колебаний и последующему увеличению расхода рабочей жидкости судят об обнаружении, по крайней мере, одной зоны равновесия, уравновешивающей горное давление вокруг скважины в пределах воздействия гидроудара, при обнаружении такой зоны воздействуют на нее силовой нагрузкой гидроудара до резкого повышения расхода рабочей жидкости (Пат. РФ №2190762, кл. Е21В 43/25, 2000).

Известный способ обладает низкой технической эффективностью, поскольку использование заполненной жидкостью колонны НКТ в качестве объекта, который подвергается гидроудару, не позволяет создать большое депрессионно-репрессионное воздействие на прискважинную зону. Перепад давления, возникающий при прямом или обратном гидроударе, определяется по формуле: P_уд= CU, где - плотность жидкости; U - скорость течения жидкости; С - скорость распространения ударной волны, которая может быть определена по известной формуле Жуковского Н.Е. (Гидравлика, гидравлические машины и гидравлические приводы. Башта Т.М., Руднев С.С., Некрасов Б.Б. и др. М.: Маш. 1970, с.159-161). Поскольку площадь поперечного сечения НКТ всегда в несколько раз меньше площади поперечного сечения обсадной колонны или площади поперечного сечения МТП, то при прочих равных условиях (плотности жидкости, скорости истечения жидкости из скважины, скорости ударной волны) ударное воздействие, создаваемое в НКТ, которое передается на поверхность обсадной колонны, всегда ниже воздействия, которое может быть реализовано при воздействии гидроударом на полую обсадную колонну. По этой причине фактическая депрессия или репрессия ударной волны, созданная в колонне НКТ, при воздействии на зону перфорации, расположенную на обсадной колонне, уменьшится в кратность, примерно равную отношению площади поперечного сечения НКТ к площади поперечного сечения обсадной колонны.

Важным фактором, также снижающим техническую эффективность способа, является и то, что отложения и мехпримеси в поровых каналах прискважинной зоны первоначально подвергаются воздействию прямого гидроудара, амплитуда которого больше амплитуды последующего депрессионного воздействия, вследствие чего сорванные отложения не будут удаляться из скважины, а с каждым очередным циклом воздействия будут продвигаться все более вглубь пласта, что нежелательно, так как при этом будет загрязняться более удаленная от скважины зона. В результате этого эффект очистки прискважинной зоны будет иметь кратковременный характер, поскольку сорванные отложения при последующей эксплуатации скважины будут перемещаться в прискважинную зону, уменьшая ее проницаемость.

Известен также способ обработки прискважинной зоны пласта, содержащий периоды обработки, включающие формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины для очистки упомянутой прискважинной зоны пласта путем предварительной закачки флюида в скважину, создание периодических импульсов давления в прискважинной зоне пласта в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по скважине, и стравливание давления при перемещении флюида по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности для выноса загрязнений с использованием установки для промывки скважин. Установку для промывки скважин подключают к МТП скважины и к колонне НКТ. МТП скважины изолируют пакером по нижней границе интервала перфорации и по мере заполнения интервала перфорации осадком, образующимся из разрушенной породы и накапливающимся над пакером в результате постепенной и равномерной очистки прискважинной зоны пласта по всей длине интервала перфорации, выключают пакер и осуществляют промывку скважины, не поднимая колонну НКТ (Пат. РФ №2255214, кл. Е21В 43/25, 2003).

Известный способ обладает низкой технической эффективностью, поскольку депрессионный перепад давления формируется между прискважинной зоной скважины и полостью МТП скважины, составляющей лишь часть полости скважины, а наличие в скважине колонны НКТ, обладающей большим модулем упругости по сравнению с модулем упругости флюида, находящегося в МТП, уменьшает амплитуды создаваемых импульсов давления, в результате чего снижается эффективность рассматриваемого способа.

Техническая эффективность способа также снижается в связи с тем, что депрессионно-репрессионное воздействие, оказываемое сразу на всю зону перфорации обсадной колонны, как отмечалось выше, не обеспечивает восстановление приемистости скважины по всей зоне перфорации в равной мере.

Кроме того, образующийся из фрагментов разрушенной породы прискважинной зоны скважины и мехпримесей осадок на дне забоя скважины, обладающий высокой пористостью, выполняет роль демпфирующего элемента по отношению к создаваемым периодическим импульсам давления в МТП скважины, что также снижает эффективность рассматриваемого способа.

По мере заполнения интервала перфорации над пакером осадком, при создании репрессии, верхняя часть осадка будет размываться струей флюида, поступающей по МТП, и часть размытого осадка вместе с флюидом будет направляться через перфорационные отверстия в прискважинную зону, что также понижает эффективность рассматриваемого способа. Кроме того при подъеме пакера на поверхность высока вероятность его прихвата, так как мехпримеси никогда полностью не удаляются с интервала перфорации.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) является способ освоения и очистки призабойной зоны пласта импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью НКТ, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по НКТ к дневной поверхности при резком открытии прерывателем полости НКТ, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока флюида. Депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью НКТ формируют путем закачки флюида в МТП скважины при закрытии прерывателем полости НКТ. Стравливание производят при закрытии на устье полости МТП и резком открытии прерывателем полости НКТ. Периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем в период наиболее интенсивного подъема флюида из скважины. Затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления, установленному в полости НКТ, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления на уровне призабойной зоны путем открытия прерывателем полости НКТ. Этапы стравливания, формирования импульсов давления и прерывания последних повторяют до снижения сформированного перепада давления, циклы формирования перепада давления, этапы стравливания с формированием импульсов давления проводят до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла. В качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин используют техническую воду в композиции с химическими реагентами, в частности техническую воду, а в добывающих скважинах используют нефть в композиции с химическими реагентами, в частности нефть (Пат. РФ №2159326, кл. Е21В 43/25, 1999).

Известный способ обладает недостаточной технической эффективностью, поскольку при стравливании давления из внутренней полости НКТ депрессионный перепад давления возникает не только между призабойной зоной пласта и полостью НКТ, но и между МТП скважины и прискважинной зоной пласта. В результате этого, наряду с притоком флюида из призабойной зоны пласта, возникнет приток флюида из МТП скважины, что приведет к возникновению противофазной волны разрежения в МТП скважины и в конечном счете к уменьшению амплитуды стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ. В результате этого эффективность рассматриваемого способа обработки скважин сильно понизится.

Кроме того, как указывалось выше, техническая эффективность способа снижается в связи с тем, что депрессионно-репрессионное воздействие, оказываемое сразу на всю зону перфорации обсадной трубы, не обеспечивает восстановление приемистости скважины по всей зоне перфорации в равной мере.

Воздействие как обратного, так и прямого гидроударов (депрессионно-репрессионных импульсов давления - гидроударных волн) на заполненную флюидом колонну НКТ, как отмечено выше, также снижает техническую эффективность известного способа обработки призабойной зоны скважины по сравнению с воздействием, оказываемым через полость обсадной колонны, в кратность, примерно равную отношению площади поперечного сечения НКТ к площади поперечного сечения обсадной колонны. Поскольку на практике диаметр обсадной колонны примерно в два раза превосходит диаметр колонны НКТ, это означает, что амплитуда депрессионно-репрессионных волн снижается примерно в четыре раза, что значительно снижает эффективность известного способа.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта путем увеличения ее проницаемости, а также обеспечение очистки внутренней поверхности обсадной колонны, внутренней и наружной поверхностей колонны насосно-компрессорных труб и другого оборудования, установленного в скважине.

Поставленная цель решается тем, что в предлагаемом способе обработки импульсным воздействием призабойной зоны скважины с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней, включающем формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида в межтрубное пространство скважины при закрытии прерывателем потока полости насосно-компрессорных труб, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при резком открытии прерывателем потока полости насосно-компрессорных труб, создание периодических депрессионно-репрессионных импульсов давления в призабойной зоне пласта за счет затухающих гидроударов, создаваемых путем коммутации прерывателем потока флюида, перемещающегося по полости колонны насосно-компрессорных труб на каждом этапе стравливания давления, контролирование затухающих колебаний давления по устьевым датчикам давления, установленным в полостях насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, проведение повторных циклов формирования перепада давления, этапов стравливания с формированием импульсов давления до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла, использование в качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин, в частности, технической воды в композиции с химическими реагентами, а в добывающих скважинах - нефти в композиции с химическими реагентами, в частности нефти, промывку обсадной колонны от отложений, образующихся в процессе обработки скважины, в отличие от прототипа выделяют обрабатываемые участки в интервале перфорации обсадной колонны скважины и оказывают последовательно импульсное воздействие на каждый участок, перемещая колонну насосно-компрессорных труб на высоту участка интервала перфорации, одновременно с формированием депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб формируют депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и межтрубным пространством скважины путем закачки флюида в межтрубное пространство при закрытии прерывателем потока межтрубного пространства, проводят стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по межтрубному пространству к дневной поверхности при резком открытии прерывателем потока межтрубного пространства, одновременно с созданием периодических депрессионно-репрессионных импульсов давления в призабойной зоне пласта и полостью насосно-компрессорной труб создают периодические депрессионно-репрессионные импульсы волн давления в призабойной зоне пласта и полостью межтрубного пространства за счет затухающих гидроударов путем коммутации прерывателем потока флюида в межтрубном пространстве, определяют интервалы времени между моментом достижения максимумов амплитуд волн давления обратного гидроудара при создании депрессии после одновременного открытия прерывателей потока колонны насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства и моментом достижения максимумов амплитуд волн давления при создании репрессии гидроударами в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, отраженными от обрабатываемого участка интервала перфорации обсадной трубы скважины, определяют скорости распространения ударных волн в межтрубном пространстве и колонне насосно-компрессорной труб как отношение расстояния от устья скважины до обрабатываемого участка интервала перфорации обсадной колонны скважины к соответствующим интервалам времени между максимумами амплитуд волн обратного и отраженного гидроударов, создают условие равенства скоростей распространения ударных волн, изменяя проходное сечение прерывателей потока, после обработки участка интервала перфорации обсадной колонны проводят промывку обсадной колонны, насосно-компрессорных труб и другого оборудования, расположенного в скважине, от накопившихся в процессе обработки отложений.

Одновременное формирование депрессионного воздействия в полости МТП и внутренней полости НКТ обеспечивает одновременное формирование депрессионно-репрессионного воздействия за счет гидроударов, созданных в МТП и колонне НКТ, на обрабатываемый участок перфорированного интервала обсадной колонны скважины. При этом волны давления с максимальной амплитудой в каждой из полостей (НКТ и МТП) одновременно достигают обрабатываемого участка перфорированного интервала обсадной колонны скважины в режиме резонанса, что обеспечивает максимальное воздействие на призабойную зону пласта и позволяет достигнуть наибольшего эффекта. Это воздействие оказывается локально на выделенный участок перфорированного интервала обсадной колонны скважины, что позволяет в процессе обработки достигнуть максимальной степени восстановления проницаемости обрабатываемого участка, поскольку вся энергия гидродинамического воздействия ограничена объемом обрабатываемого участка перфорированного интервала обсадной колонны скважины. Последовательная дискретная по отдельным выделенным участкам обработка всего интервала перфорации обсадной колонны скважины обеспечивает восстановление проницаемости в равной степени всей продуктивной зоны пласта. Приток нефти, как правило, начинается даже с пропластков, которые ранее не работали. Промывка скважины от отложений, после обработки участка интервала перфорации обсадной колонны скважины, предотвращает загрязнение последующих участков прискважинной зоны.

Существенным является и то, что максимально реализуемое при данном способе гидроударное депрессионно-репрессионное воздействие в режиме резонанса оказывают последовательно на каждый обрабатываемый участок перфорационной зоны скважины, что позволяет в максимально возможной степени реализовать энергию гидроударного воздействия.

На фиг.1 показана принципиальная технологическая схема, позволяющая реализовать предлагаемый способ обработки импульсным воздействием призабойной зоны скважины. На фиг.2 показан качественный характер деформации поверхности обсадной колонны и колонны НКТ после формирования обратного гидравлического удара в полости МТП и обратного гидравлического удара во внутренней полости колонны НКТ. На фиг.3 показан качественный характер деформации поверхности обсадной колонны и колонны НКТ после формирования прямого гидравлического удара в полости МТП и прямого гидравлического удара во внутренней полости колонны НКТ. На фиг.2 сплошными линиями показаны стенки обсадной колонны и НКТ в начальный момент времени, пунктирными линиями показано положение стенок после создания депрессии в МТП и полости НКТ, а стрелками показаны направления деформации стенок обсадной колонны и НКТ и совпадающее с ними по направлению приращение давления, вызванное гидроударами, перемещающимися в полости МТП Р_М и полости НКТ Р_Н при одинаковой скорости перемещения ударных волн в них со скоростями С_М и С _Н соответственно. Величины U_M и U _H обозначают направление скорости движения жидкости в полостях МТП и НКТ соответственно. На фиг.3 показаны те же величины, но при взаимодействии волн репрессии.

Принципиальная технологическая схема, позволяющая реализовать предложенный способ, показана на фиг.1 Она включает: скважину с обсадной колонной 1 и интервалом перфорации 2 в ней на уровне призабойной зоны пласта, концентратор давления 3, выполненный в виде цилиндра с окнами 4 и коническим отражателем 5, с углом конусности 90°, обращенным вершиной к устью скважины, колонну НКТ 6, планшайбу 7, центральную задвижку 8, крестовину 9, задвижки МТП 10 и 11 устьевой арматуры, задвижки трубного пространства (внутренней полости НКТ) 12 и 13, датчики давления 14 и 15, прерыватели потока 16 и 17, включающие пневмоцилиндры со штоками 18 и 19 соответственно, воздушную линию 20, выкидные линии 21 и 22, воздушные вентили 23, 24 и 25, воздушный датчик давления 26, воздушный ресивер 27 с воздушным редуктором 28. Выкидные линии 21 и 22 соединены со сборной емкостью 29 и соответственно с полостью МТП и трубного пространства. Отверстие 30 в сборной емкости связано выкидной линией с факелом (на фиг.1 не показано). Датчик давления 31 размещен на нижней кромке конического отражателя 5. В качестве прерывателей потока могут использоваться любые известные устройства, обеспечивающие быстрое (сотые доли секунды) раскрытие прерывателей потока с заданным диаметром условного прохода, например патенты РФ №2217584. Кл. Е21В 43/25. 2002, или №2243368. Кл. Е21В 43/25. 2003.

Способ может быть реализован следующим образом.

На основе предварительно проведенных геофизических и гидродинамических исследований определяют снижение проницаемости призабойной зоны пласта, интервалы притока пластового флюида. Исходя из длины интервала перфорации определяют число обрабатываемых участков как отношение длины интервала перфорации к высоте окон 4 концентратора давления 3 с округлением до большего целого. После кумулятивной перфорации продуктивного пласта данный интервал обрабатывают механическим методом, например скребкованием. Последовательность обработки участков снизу вверх, как показано на фиг.1. В скважину 1 (на фиг.1 показано стрелкой) через задвижку 10 или 12 при открытой задвижке 11 или 13 и открытых прерывателях потока 16 и 17 вначале прокачивают флюид насосом (на фиг.1 не показан) с целью вытеснения газовых пробок. Избыточное количество попутного газа, находящегося в скважине, стравливают в емкость 29 через прерыватели потока 16 и 17. После прекращения выхода газов закрывают прерыватели потока 16 и 17 путем подачи давления воздуха из ресивера 27 через редуктор 28 и вентили 23 и 24 и поднимают давление в скважине до технологически допустимого уровня. В период закачки флюида в полости НКТ и полости МТП формируется избыточное давление, превышающее пластовое. Под действием избыточного давления флюид проникает в призабойную зону пласта 2. Глубина проникновения флюида возрастает при увеличении проницаемости коллектора, продолжительности времени закачки и перепада давления между забоем скважины и пластовым давлением и уменьшается с ростом степени загрязнения коллектора асфальтосмолопарафиновыми отложениями и мехпримесями. При достижении предельно допустимого давления, что определяют по датчикам давления 14 и 15 или по давлению, при котором скважина начинает стабильно принимать флюид, закачку последнего прекращают, фиксируют интервал времени продолжительности закачки, останавливают насосный агрегат, одновременно открывают прерыватели потока 16 и 17 путем стравливания сжатого воздуха воздушным вентилем 25. При отсутствии избыточного давления воздуха и при воздействии давления флюида в МТП и трубном пространстве пневмоцилиндры со штоками 18 и 19 за время, измеряемое сотыми долями секунды, открывают выкидные линии 21 и 22. При этом из скважины и призабойной зоны пласта начинает изливаться флюид по МТП и по трубному пространству. Задвижки 11, 13 и прерыватели потока 16, 17 должны иметь проходное сечение, не меньшее чем проходные сечения выкидных линий, что сократит потери энергии на обеих выкидных линиях от НКТ и МТП до емкости 29. После завершения обработки колонну труб НКТ 6, вместе с установленном на нижнем конце НКТ концентратором давления 3, поднимают на следующий участок интервала перфорации обсадной колонны вплоть до верхней границы обрабатываемого интервала перфорации. При этом расположенные ниже участки интервала перфорации 2, с уже восстановленной проницаемостью, будут защищены от воздействия гидроудара коническим отражателем 5, обеспечивающим направленное изменение гидродинамического воздействия, возникающего при обратном гидроударе, направляя это воздействие из полостей НКТ и МТП на обрабатываемый участок интервала перфорации обсадной колонны. Расположенные выше участки будут испытывать сравнительно небольшое депрессионно-репрессионное воздействие от гидроудара только по МТП, результатом чего будет вибрационное воздействие на участки, которые должны будут обработаны в дальнейшем, как бы предваряя их последующую обработку. После каждого дискретного воздействия проводят промывку обработанного участка скважины за счет подачи флюида через задвижку 10 в МТП и слива ее после НКТ через открытую задвижку 13. Такой порядок промывки предпочтителен, так как скорость течения жидкости в НКТ выше, чем МТП, что обеспечит лучший вынос мехпримесей из МТП и трубного пространства.

Для настройки устройства в режим резонанса компоновку с концентратором давления 3, с коническим отражателем 5 и датчиками давления 31 и 32, например кришен-датчик, НКТ 5 опускают в скважину небольшой глубины (пилотную) и обвязывают по схеме фиг.1.

Поскольку скорости распространения ударных волн в полости МТП и полости колонны НКТ, в общем случае, различны, то для обеспечения синхронного максимального ударного воздействия на обрабатываемый участок призабойной зоны скорости волн депрессии в МТП и колонне НКТ должны быть определены экспериментально. Скорости распространения ударной волны в МТП и в колонне НКТ С_М и С_Н определяют по показаниям датчиков давления 31 и 32 соответственно, по формулам:

С _М=2H/t_M; С_Н =2Н/t_H;

где Н - глубина расположения обрабатываемого участка скважины, отсчитываемая от места расположения соответствующих датчиков давления до обрабатываемого участка интервала перфорации; t_М и t _H - промежуток времени между максимумами амплитуды волн депрессии и репрессии для полостей МТП и НКТ соответственно.

Изменяя площадь проходного сечения прерывателей потока, достигают выполнение условия равенства скоростей распространения ударных волн в МТП и колонне НКТ С_М=С _Н, что обеспечивает одновременное гидроударное депрессионно-репрессионное воздействие в режиме резонанса на обрабатываемый участок обсадной колонны скважины за счет создания волн разрежения-сжатия в колонне НКТ и МТП. При этом степень выполнения условия С _М=С_Н определяется техническими характеристиками используемых прерывателей потока флюида.

Депрессионно-репрессионные импульсы давления (гидроудары) срывают отложения со стенок поровых каналов обрабатываемого участка интервала перфорации 2 призабойной зоны скважины 1, причем, поскольку амплитуда первой (депрессионной) волны больше амплитуды последующей репрессионной волны, то с каждым периодом колебаний сорванные отложения будут перемещаться из удаленных зон прискважинной зоны в сторону забоя скважины. При этом поровые каналы призабойной зоны будут очищаться только на глубину проникновения флюида. Для того чтобы очистить призабойную зону скважины на максимальную глубину, которая может быть достигнута предлагаемым способом, циклы закачки флюида в скважину и создание депрессионно-репрессионного воздействия повторяют. При первой и повторных закачках флюида фиксируют их продолжительность и сравнивают продолжительность текущей закачки с предшествующей. Если продолжительность текущей закачки равна предыдущей, то очистку прискважинной зоны скважины продолжают. Циклы повторяют до тех пор, пока продолжительность текущего не станет существенно меньше предыдущего цикла. После завершения всего цикла обработки призабойной зоны и промывки обрабатываемого участка интервала перфорации от отложений, которые вынесены во внутреннюю полость обсадной колонны, проводится освоение скважины путем снижения уровня жидкости как в МТП, так и в НКТ. Поступающий из пласта скважины флюид с газом выносит остатки мехпримесей в НКТ и через прерыватель потока 16 в емкость 29, что позволяет перемещать или поднять без затруднений компоновку НКТ с концентратором давления.

Соединение отверстия 30 в сборной емкости 29 с факельным устройством (не показано) позволяет сжигать углеводородные газы, выделяющиеся в ходе процесса освоения скважины, предотвращая попадание их в атмосферу, что недопустимо по экологическим соображениям.

Как показано на фиг.2, при одновременной депрессии разрежение создается как в МТП, так и в НКТ, и в обе полости флюид истекает из перфорационных отверстий обрабатываемого участка призабойной зоны. На фиг.3 показано, что при создании репрессии повышение давления имеет место как в МТП, так и в НКТ. Поэтому флюид из обеих полостей поступает через перфорационные отверстия в обсадной колонне в призабойную зону скважины.

Пример реализации. Были проведены сравнительные испытания обработки нагнетательной скважины по способу, изложенному в прототипе и предлагаемом изобретении, которые показали следующее. Расстояние от устья скважины от забоя - 540 м. В скважине в зоне перфорации была установлена обсадная колонна с внутренним диаметром 130 мм и толщиной стенки 7 мм и колонна НКТ с внутренним диаметром 62 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Избыточное давление на устье скважины в обоих экспериментах составляло 5,0 МПа. В обоих экспериментах излив флюида (воды) из НКТ производился с использованием прерывателя потока с проходным диаметром 60 мм. В результате испытаний получено, что при реализации обработки скважины по способу, изложенному в прототипе, скорость ударной волны составила 1240 м/с, а амплитуда депрессионного перепада давления, действующего на обсадную колонну, составила 1,13 МПа. При обработке в соответствии с предлагаемым способом проводился сброс жидкости из НКТ с использованием прерывателя потока с проходным диаметром 60 мм и из МТП с использование прерывателя потока с условным диаметром проходного сечения 12,3 мм. Скорость ударной волны по предлагаемому способу составила 1270 м/с, а амплитуда депрессионного перепада давления по предложенному способу составила 1,79 МПа, то есть в 1,6 раза выше, чем при обработке по способу-прототипу.

Наличие двух прерывателей потока позволяет также проводить гидроударное воздействие как по МТП, так и по трубному пространству в зависимости от состояния обсадной колонны, призабойной зоны скважины, как с концентратором давления, так и без него, с подъемом и без подъема скважинного оборудования. Прерыватели потока в виде пневмозадвижек позволяют за сотые доли секунды открывать МТП и трубное пространство и тем самым создавать колебания с высокой амплитудой, а управление ими дистанционно сжатым воздухом обеспечивает безопасность технологического процесса.

Таким образом, использование предлагаемого изобретения повышает интенсивность гидроударного воздействия, оказываемого на обрабатываемый участок призабойной зоны, в сравнении с прототипом.

В качестве закачиваемого флюида может использоваться пластовая вода, при обработке нагнетательных скважин, нефть или жидкие углеводороды при обработке добывающих скважинах с добавлением химических реагентов для более эффективной очистки. Способ может быть применен совместно с другими видами обработки прискважинной зоны: кислотной, тепловой, акустической и т.п., и не требует применения специального высокотехнологического оборудования.