способ обработки призабойной зоны скважины и добычи нефти

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны скважины и добычи нефти, включающий спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонны штанг с плунжером, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки и создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации, отличающийся тем, что компоновку в интервале перфорации оборудуют заглушенным снизу цилиндрическим щелевым фильтром с щелями, выполненными на одной стороне в секторе с углом =60-120°, с направлением щелей в центральной части сектора к оси щелевого фильтра и параллельными им остальными щелями, и цилиндрической сеткой внутри щелевого фильтра, имеющей внутри сектора круглые отверстия с осями параллельно щелям щелевого фильтра в секторе и остальные отверстия с осями в направлении оси сетки, организуют реактивное движение щелевого фильтра при работе штангового насоса вдоль щелей щелевого фильтра с передачей движения обсадной колонне в интервале перфорации и в призабойную зону скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при отборе скважинной жидкости, преимущественно в случаях, когда необходимо восстановить дебит пласта в сильно загрязненных скважинах или при освоении скважин, вышедших из бурения.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей пакер, спаренный штанговый насос с корпусом, состоящим из верхнего и нижнего корпуса, соединенных между собой перфорированным патрубком, колонну штанг с плунжером и ультразвуковой генератор. Разобщают пакером межтрубное пространство выше интервала перфорации. Ведут воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки, воздействие на пласт ультразвуком, создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов. В качестве ультразвукового генератора используют механический ультразвуковой генератор, срабатывающий при прохождении через него струи жидкости в одном направлении. Ультразвуковое воздействие выполняют при подаче жидкости насосом в колонну насосно-компрессорных труб на четвертой части цикла работы насоса (Патент РФ №2296215, опубл. 2007.03.27).

В известном техническом решении применяемое насосное оборудование обеспечивает в основном добычу жидкости и лишь небольшая часть хода плунжера расходуется на циркуляцию жидкости в интервале перфорации, что снижает эффективность промывки и очистки призабойной зоны скважины.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, согласно которому ведут спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей пакер, штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонну штанг с плунжером и ультразвуковой генератор, разобщение пакером межтрубного пространства выше интервала перфорации, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки, создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов. В качестве ультразвукового генератора используют механический звуковой генератор, размещенный в отверстиях посередине корпуса и срабатывающий при прохождении через него струи жидкости. Откачку продуктов реакции производят в интенсивном режиме в течение 48-72 ч. После этого переводят насос в эксплуатационный режим, при котором амплитуду и число качаний выбирают с обеспечением перепадов давления в подпакерной зоне 1,0-1,5 МПа до снижения вязкости нефти в 10-15 раз (Патент РФ №2295633, опубл. 2007.03.20 - прототип).

Известный способ позволяет при одновременном отборе нефти из пласта осуществить очистку призабойной зоны пласта, восстановить дебит скважины, а также ускорить процесс очистки.

Недостатком известного способа является недостаточная эффективность очистки отдаленных от скважины участков пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины и добычи нефти, включающем спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонны штанг с плунжером, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки и создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации, согласно изобретению компоновку в интервале перфорации оборудуют заглушенными снизу цилиндрическим щелевым фильтром с щелями, выполненными на одной стороне в секторе с углом =60-120° с направлением щелей в центральной части сектора к оси щелевого фильтра и параллельными им остальными щелями, и цилиндрической сеткой внутри щелевого фильтра, имеющей внутри сектора круглые отверстия с осями параллельно щелям щелевого фильтра в секторе и остальные отверстия с осями в направлении оси сетки, организуют реактивное движение щелевого фильтра при работе штангового насоса вдоль щелей щелевого фильтра с передачей движения обсадной колонне в интервале перфорации и в призабойную зону скважины.

Сущность изобретения

Задача очистки призабойной зоны скважины от кольматирующих соединений и загрязнений решается разными способами. Эффективность способов бывает значительной, но чаще всего недолговечной из-за недостаточности очистки призабойной зоны на расстоянии от скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины за счет очистки отдаленных от скважины участков призабойной зоны и продлении вследствие этого эффекта чистки. Задача решается следующим образом.

В интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, содержащую штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, колонну штанг с плунжером и проводят воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки и создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации. Компоновку в интервале перфорации оборудуют заглушенными снизу цилиндрическим щелевым фильтром со щелями, выполненными на одной стороне в секторе с углом =60-120° с направлением щелей в центральной части сектора к оси щелевого фильтра и параллельными им остальными щелями, и цилиндрической сеткой внутри щелевого фильтра, имеющей внутри сектора круглые отверстия с осями параллельно щелям щелевого фильтра в секторе и остальные отверстия с осями в направлении оси сетки. Организуют реактивное движение щелевого фильтра при работе штангового насоса вдоль щелей щелевого фильтра с передачей движения обсадной колонне в интервале перфорации и в призабойную зону скважины. За счет осуществления входа жидкости в щелевой фильтр и далее во все узлы и детали компоновки только в зоне сектора создается реактивное воздействие на противоположную стенку щелевого фильтра, которая совершает колебательные движения, передающиеся непосредственно обсадной колонне в случае их прямого контакта или опосредованно через жидкость при отсутствии их прямого контакта. Далее колебания жидкости распространяются на значительное расстояние в призабойную зону, способствуют смещению со своих мест загрязнений и поступлению в скважину, откуда они отбираются насосом и подаются на дневную поверхность. Происходит глубокая очистка призабойной зоны скважины и одновременная добыча жидкости насосом.

Для осуществления предложенного способа применяют устройство, представленное на фиг.1 и 2.

Устройство включает спаренный корпус верхнего насоса 1 и расположенные последовательно ниже соединительный фильтр 2 с отверстиями 3, корпус нижнего насоса 4 меньшего диаметра с клапаном 5 в нижней части, хвостовик 6, муфту 7 с клапаном 8, шайбу-фильтр 9, щелевой фильтр 10 с щелями 11, внутри которого размещена сетка 12, заглушку 13 и автономный манометр 14. Внутри корпусов насосов 1 и 4 размещен комбинированный плунжер верхнего насоса 15 с открытым клапаном 16 в верхней части и плунжер нижнего насоса 17 с клапаном 18 в нижней части, спаренный с плунжером верхнего насоса 15. Щелевой фильтр 10 представляет собой часть трубы с щелями 11, выполненными на одной стороне в секторе с углом =60-120°. Щели 11 в центральной части сектора направлены к оси трубы. Остальные щели в секторе выполнены параллельно щелям в центральной части сектора. Сетка 12 представляет собой перфорированную часть трубы с круглыми отверстиями 19. На части трубы сетки 12 в секторе с углом круглые отверстия 19 выполнены параллельно щелям 11 щелевого фильтра 10. На остальной части сетки 12 круглые отверстия 19 выполнены в направлении оси трубы сетки 12.

Корпус верхнего насоса 1 соединен с колонной насосно-компрессорных труб. Плунжер верхнего насоса 15 соединен с колонной штанг. Все устройство размещено в добывающей скважине, при этом щелевой фильтр 10 расположен в перфорированном интервале скважины.

Спаренный корпус верхнего насоса 1 состоит из двух одинаковых корпусов, соединенных между собой. Это позволяет разместить плунжер 15 в корпусе и обеспечить большую герметичность насоса.

Устройство работает следующим образом.

В скважину на колонне насосно-компрессорных труб опускают собранное устройство так, чтобы щелевой фильтр 10 был расположен в перфорированном интервале скважины. Этого достигают подбором длины хвостовика 6. На колонне штанг спускают комбинированный плунжер 15, 17, например, состоящий из стандартных плунжеров, соединенных между собой полыми переходниками (плунжер диаметром 43 мм длиной 3 м и два плунжера диаметром 56 мм по 3 м).

При движении комбинированного плунжера 15, 17 вверх закрывается клапан 18, открываются клапаны 5 и 8. Жидкость проходит через отверстия 11 и 19, клапан 8, хвостовик 6, клапан 5 в корпус нижнего насоса 4. Одновременно жидкость поступает в нижнюю часть корпуса верхнего насоса 1 через отверстия 3 в пространство под плунжером 15. В верхнем положении комбинированный плунжер 15 и 17 частично остается в корпусе соответственно верхнего 1 и нижнего насосов 4.

При движении комбинированного плунжера 15, 17 вниз открывается клапан 18, закрываются клапаны 5 и 8. Жидкость из корпуса нижнего насоса 4 поступает внутрь плунжера 17 и далее внутрь плунжера 15. Жидкость внутри плунжеров 15 и 17 выдавливается вверх через открытый клапан 16 в верхнюю часть корпуса верхнего насоса 1 и далее в колонну насосно-компрессорных труб. Одновременно жидкость выдавливается из нижней части корпуса верхнего насоса 1 из подплунжерного 15 пространства через отверстия 3 внутрь скважины.

При движении комбинированного плунжера 15, 17 вниз жидкость через отверстия 3 в виде струй истекает в межтрубное пространство, образуя волновое воздействие.

За счет применения хвостовика данное устройство позволяет производить обработку призабойной зоны станком качалкой и не превышать допустимые нагрузки на штанги и головку балансира станка качалки.

Применение данного способа с использованием станка качалки, причем тип станка качалки не регламентируется, позволяет экономить время бригад подземного и капитального ремонта, а также производить очистку призабойной зоны длительное время. Кроме всего прочего при очистке хвостовик будет совершать колебания, создавая волновые процессы в перфорированной части пласта, способствующие более глубокой очистке и вовлечению в процесс дренирования нефти, блокированной асфальтеносмолопарафиновыми отложениями, связанной водой и т.д. Другими словами, в результате применения данного устройства будет происходить знакопеременное движение жидкости в перфорированном интервале пласта в режиме мягких депрессионных импульсов с одновременной откачкой продукции со шламом и асфальтеносмолопарафиновыми отложениями, это позволит добиться эффектов ближнего и дальнего действия.

Эффекты ближнего действия заключаются в повышении продуктивности обрабатываемой скважины за счет непосредственного воздействия волновых импульсов на призабойную зону скважины и объясняются механизмами очистки порового пространства от загрязняющих его примесей, снижением вязкости пластового флюида и т.д.

Эффекты дальнего или площадного действия заключаются в очистке дальних зон и снижении обводненности добываемой продукции.

Механизм очистки порового пространства объясняется эффектом поршневания, в результате которого загрязняющие частицы отрываются от скелета породы, приобретают подвижность и могут быть удалены из пористой среды.

Другим фактором, обуславливающим положительные эффекты, является разгрузка дополнительных напряжений, накапливающихся и концентрирующихся в этой зоне как в процессе бурения, так и при эксплуатации скважины. В слоисто-неоднородных пластах негативное влияние дополнительных напряжений в призабойной зоне скважины усиливается, поскольку низкопроницаемые пропластки, как правило, более жесткие, они аналогично армирующим элементам в композиционных материалах принимают на себя основную часть нагрузки, что еще больше снижает их проницаемость.

Применение данного способа приведет к проявлению так называемого эффекта виброползучести, заключающегося в ускорении процессов релаксации напряжений в горной породе и соответствующей интенсификации фильтрационных процессов в призабойной зоне скважины.

Еще одним фактором положительного воздействия на эффективность эксплуатации скважины является снижение эффективной вязкости неньютоновских нефтей при циклическом действии на них динамических нагрузок. Разрушение внутренней структуры таких нефтей способствует повышению их подвижности как в призабойной зоне, так и в стволе скважины.