способ работы скважинной струйной установки при испытании многопластовых залежей

Формула изобретения

Способ работы скважинной струйной установки при испытании многопластовых залежей, заключающийся в том, что спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установленные на ней последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, устанавливают входную воронку над кровлей нижнего испытуемого продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера, далее спускают на каротажном кабеле в НКТ перфоратор и подвижно установленное над ним на каротажном кабеле геофизическое эжектирующее устройство, устанавливают перфоратор в зоне этого пласта, а геофизическое эжектирующее устройство в корпусе-опоре, после чего путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на этот пласт в подпакерном пространстве и при работающем геофизическом эжектирующем устройстве при депрессии на пласт проводят его перфорацию и дренирование, затем после откачки из него пластового флюида прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины каротажный кабель с геофизическим эжектирующим устройством и перфоратором, затем закачивают в этот пласт через НКТ и корпус-опору кислотный раствор, спускают на каротажном кабеле в НКТ каротажный прибор и подвижно установленное над ним на каротажном кабеле геофизическое эжектирующее устройство, устанавливают каротажный прибор в хвостовике, а геофизическое эжектирующее устройство - в корпусе-опоре и путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на пласт и проводят его дренирование для удаления продуктов реакции из его прискважинной зоны, при этом с помощью каротажного прибора регистрируют давление под пакером, дебит скважины и физические свойства откачиваемого флюида, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции с пластовым флюидом, не прекращая работы геофизического эжектирующего устройства, проводят регистрацию с помощью каротажного прибора геофизических параметров от входной воронки до забоя скважины, а далее от забоя скважины до входной воронки в режиме притока из указанного пласта, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают каротажный кабель с геофизическим эжектирующим устройством и каротажным прибором на поверхность, после чего сбрасывают в НКТ гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром, устанавливают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром в корпусе-опоре и путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на нижний испытуемый продуктивный пласт в подпакерном пространстве, после его дренирования до момента стабилизации притока резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода откачиваемой среды гидродинамического эжектирующего устройства обратный клапан закрывается и с помощью автономного манометра проводят регистрацию кривой восстановления давления (КВД) пластового флюида в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство на поверхность, через НКТ и корпус-опору проводят закачку тампонажного раствора и устанавливают цементный мост в зоне указанного пласта, далее проводят депакеровку пакера, приподнимают НКТ с корпусом-опорой вверх и устанавливают входную воронку над кровлей вышележащего продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера и проводят описанную выше последовательность операций по испытанию вышележащего продуктивного пласта, а потом и последующих за ним, расположенных выше продуктивных пластов.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для испытания нефтегазовых скважин.

Известен способ работы скважинной струйной установки, включающий спуск в скважину колонны труб со струйным насосом и пакером, подачу жидкой рабочей среды в сопло струйного насоса и откачку из скважины добываемой жидкой среды (см. патент RU 2129671, кл. F04F 5/02, 27.04.1999).

Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить обработку прискважинной зоны с помощью физических, например ультразвуковых, полей и создавать депрессии на продуктивный пласт, однако в данном способе работы струйной установки предусмотрена подача рабочей среды в сопло струйного аппарата по колонне труб, что в ряде случаев сужает область использования данной установки.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки, заключающийся в том, что спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установленные на ней последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, устанавливают входную воронку над кровлей продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера, далее проводят кислотную обработку продуктивного пласта и спускают на каротажном кабеле в НКТ подвижно установленное на каротажном кабеле эжектирующее устройство для откачки из продуктивного пласта продуктов реакции и проведения работ по интенсификации притока из продуктивного пласта добываемой из скважины среды (см. патент RU, № 2188970, кл. F04F 5/54, 10.09.2002).

Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня размещения струйного насоса. Однако данный способ работы скважинной струйная установка не позволяет в полной мере использовать ее возможности, что связано с невозможностью проведения работ по закачке кислоты в пласт через корпус-опору с целью его кислотной обработки, а также проведения гидродинамических исследований пласта, что приводит к сужению функциональных возможностей способа работы скважинной струйной установки.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является создание способа работы скважинной струйной установки с возможностью проведения комплекса работ по испытанию и обработке продуктивных пластов.

Техническим результатом от использования скважинной струйной установки является расширение функциональных возможностей скважинной струйной установки.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки для испытания многопластовых залежей заключается в том, что спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) установленные на ней последовательно снизу вверх хвостовик с входной воронкой, пакер и корпус-опору для эжектирующего устройства, устанавливают входную воронку над кровлей нижнего испытуемого продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера, далее спускают на каротажном кабеле в НКТ перфоратор и подвижно установленное над ним на каротажном кабеле геофизическое эжектирующее устройство, устанавливают перфоратор в зоне этого пласта, а геофизическое эжектирующее устройство в корпусе-опоре, после чего путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на этот продуктивный пласт в подпакерном пространстве и при работающем геофизическом эжектирующем устройстве при депрессии на пласт проводят его перфорацию и дренирование, затем после откачки из него пластового флюида прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают из скважины каротажный кабель с геофизическим эжектирующим устройством и перфоратором, затем закачивают в этот пласт через НКТ и корпус-опору кислотный раствор, спускают на каротажном кабеле в НКТ каротажный прибор и подвижно установленное над ним на каротажном кабеле геофизическое эжектирующее устройство, устанавливают каротажный прибор в хвостовике, а геофизическое эжектирующее устройство в - корпусе-опоре, и путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ рабочего агента в сопло геофизического эжектирующего устройства создают депрессию на продуктивный пласт и проводят его дренирование для удаления продуктов реакции из его прискважинной зоны, при этом с помощью каротажного прибора регистрируют давление под пакером, дебит скважины и физические свойства откачиваемого флюида, после откачки из продуктивного пласта продуктов реакции с пластовым флюидом, не прекращая работы геофизического эжектирующего устройства, проводят регистрацию с помощью каротажного прибора геофизических параметров от входной воронки до забоя скважины, а далее от забоя скважины до входной воронки в режиме притока из указанного продуктивного пласта, прекращают работу геофизического эжектирующего устройства и извлекают каротажный кабель с геофизическим эжектирующим устройством и каротажным прибором на поверхность, после чего сбрасывают в НКТ гидродинамическое эжектирующее устройство с установленным под ним автономным манометром, устанавливают гидродинамическое эжектирующее устройство с автономным манометром в корпусе-опоре и путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства создают депрессию на нижний испытуемый продуктивный пласт в подпакерном пространстве, после его дренирования до момента стабилизации притока резко прекращают подачу рабочего агента в сопло гидродинамического эжектирующего устройства, при этом установленный в канале подвода откачиваемой среды гидродинамического эжектирующего устройства обратный клапан закрывается и с помощью автономного манометра проводят регистрацию кривой восстановления давления (КВД) пластового флюида в подпакерном пространстве, после регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство на поверхность, через НКТ и корпус-опору проводят закачку тампонажного раствора и устанавливают цементный мост в зоне указанного пласта, проводят депакеровку пакера, приподнимают НКТ с корпусом-опорой вверх и устанавливают входную воронку над кровлей вышележащего продуктивного пласта, проводят распакеровку пакера и проводят описанную выше последовательность операций по испытанию вышележащего продуктивного пласта, а потом и последующих за ним выше расположенных продуктивных пластов.

Анализ работы скважинной струйной установки показал, что представляется возможность расширить функциональные возможности скважинной струйной установки путем расширения диапазона работ, которые можно проводить в скважине без подъема НКТ на поверхность и установки в скважине дополнительного оборудования.

Скважинная установка дает возможность создавать ряд различных депрессий с помощью эжектирующих устройств в подпакерной зоне скважины с заданной величиной перепада давления с перфорацией и дренированием продуктивного пласта, а с помощью каротажного прибора и автономного манометра проводить работы по регистрации давления, температуры и других физических параметров скважины и откачиваемой из скважины среды, проводить исследование и испытание скважины, а также проводить регистрацию кривой восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины без использования специально для этого предназначенной функциональной вставки. Однако в ряде случаев проведения только исследований продуктивного пласта с помощью каротажного прибора недостаточно для интенсификации притока из продуктивного пласта. Выполнение в стенке опоры перепускного канала с обратным клапаном позволяет организовать подачу по колонне труб в продуктивный пласт химических реактивов без использования каких-либо дополнительных приспособлений или функциональных вставок, повысить производительность работ, а обратный клапан при этом предотвращает поступление закачиваемых в продуктивный пласт сред в заколонное надпакерное пространство скважины. При проведении испытания продуктивных пластов представляется возможность проведения последовательно работы по перфорации и дренированию продуктивных пластов, кислотной обработке продуктивных пластов и испытанию продуктивных пластов, причем все эти работы проводятся без демонтажа НКТ.

Таким образом данный способ работы позволяет провести испытания продуктивных пластов в скважине, в том числе в скважине, вскрывшей несколько залежей углеводородов без проведения многократных спусков и подъемов НКТ и без использования дополнительного специального дорогостоящего оборудования, например азотной установки для удаления продуктов реакции из пласта, а также для регистрации профиля притока, если продуктивный пласт не фонтанирует, что позволяет повысить производительность работ по проведению испытания продуктивных пластов при однократном спуске в скважину НКТ с корпусом-опорой и пакером.

На фиг.1 схематически представлен продольный разрез скважинной струйной установки с установленным в корпусе-опоре геофизическим эжектирующим устройством и перфоратором.

На фиг.2 схематически представлен продольный разрез скважинной струйной установки при закачке в продуктивный пласт химических реактивов (кислотная обработка продуктивного пласта).

На фиг.3 схематически представлен продольный разрез скважинной струйной установки с установленным в корпусе-опоре геофизическим эжектирующим устройством и каротажным прибором.

На фиг.4 схематически представлен продольный разрез скважинной струйной установки с установленным в корпусе-опоре гидродинамическим эжектирующим устройством с автономным манометром.

Скважинная струйная установка содержит НКТ 1, на которой установлены последовательно снизу вверх хвостовик 2 с входной воронкой 3, пакер 4 и корпус-опора 5 для установки эжектирующих устройств, а именно: геофизического эжектирующего устройства 6 и гидродинамического эжектирующего устройства 7. В корпусе-опоре 5 выполнен перепускной канал 8, в котором установлен обратный клапан 9. Геофизическое эжектирующее устройство 6 и гидродинамическое эжектирующее устройство 7 выполнены с соплом 10 для подачи рабочего агента, сообщенным со стороны входа через перепускной канал 8 с затрубным пространством НКТ 1, камерой смешения 11, диффузором 12 и каналом 13 подвода откачиваемой среды. Через канал 13 подвода откачиваемой среды геофизического эжектирующего устройства 6 пропущен каротажный кабель 14 для размещения в скважине ниже геофизического эжектирующего устройства 6 перфоратора 15 или каротажного прибора 16, при этом каротажный кабель 14 пропущен через установленный над каналом 13 подвода откачиваемой среды герметизирующий узел 17 с возможностью его перемещения относительно геофизического эжектирующего устройства 6. Гидродинамическое эжектирующее устройство 7 выполнено с установленным под ним автономным манометром 18 и установленным в канале 13 подвода перекачиваемой среды обратным клапаном 19.

Спускают на НКТ 1 установленные на ней последовательно снизу вверх хвостовик 2 с входной воронкой 3, пакер 4 и корпус-опору 5 для эжектирующего устройства. Устанавливают входную воронку 3 над кровлей нижнего испытуемого продуктивного пласта 20. Проводят распакеровку пакера 4. Затем спускают на каротажном кабеле 14 в НКТ 1 перфоратор 15 и подвижно установленное над ним на каротажном кабеле 14 геофизическое эжектирующее устройство 6. Устанавливают перфоратор 15 в зоне этого пласта 20, а геофизическое эжектирующее устройство 6 - в корпусе-опоре 5, после чего путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ 1 рабочего агента в сопло 10 геофизического эжектирующего устройства 6 создают депрессию на этот пласт 20 в подпакерном пространстве и при работающем геофизическом эжектирующем устройстве 6 при депрессии на пласт 20 проводят его перфорацию и дренирование. Затем после откачки из него пластового флюида прекращают работу геофизического эжектирующего устройства 6 и извлекают из скважины каротажный кабель 14 с геофизическим эжектирующим устройством 6 и корпусом перфоратора 15. После этого закачивают в этот пласт 20 через НКТ 1 и корпус-опору 5 кислотный раствор, далее спускают на каротажном кабеле 14 в НКТ 1 каротажный прибор 16 и подвижно установленное над ним на каротажном кабеле 14 геофизическое эжектирующее устройство 6. Устанавливают каротажный прибор 16 в хвостовике 2, а геофизическое эжектирующее устройство 6 в корпусе-опоре 5 и путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ 1 рабочего агента в сопло 10 геофизического эжектирующего устройства 6 создают депрессию на пласт 20 и проводят его дренирование для удаления продуктов реакции из его прискважинной зоны, при этом с помощью каротажного прибора 16 регистрируют давление под пакером 4, дебит скважины и физические свойства откачиваемого флюида. После откачки из пласта 20 продуктов реакции с пластовым флюидом, не прекращая работы геофизического эжектирующего устройства 6, проводят регистрацию с помощью каротажного прибора 16 геофизических параметров от входной воронки 3 до забоя скважины и далее от забоя скважины до входной воронки 3 в режиме притока из указанного пласта 20. Прекращают работу геофизического эжектирующего устройства 6 и извлекают каротажный кабель 14 с геофизическим эжектирующим устройством 6 и каротажным прибором 16 на поверхность, после чего сбрасывают в НКТ 1 гидродинамическое эжектирующее устройство 7 с установленным под ним автономным манометром 18. Устанавливают гидродинамическое эжектирующее устройство 7 с автономным манометром 18 в корпусе-опоре 5. Путем подачи под давлением по затрубному пространству НКТ 1 рабочего агента в сопло 10 гидродинамического эжектирующего устройства 7 создают депрессию на нижний испытуемый продуктивный пласт 20 в подпакерном пространстве. После его (пласта 20) дренирования до момента стабилизации притока резко прекращают подачу рабочего агента в сопло 10 гидродинамического эжектирующего устройства 7, при этом установленный в канале 13 подвода перекачиваемой среды гидродинамического эжектирующего устройства 7 обратный клапан 19 закрывается и с помощью автономного манометра 18 проводят регистрацию кривой восстановления давления (КВД) пластового флюида в подпакерном пространстве. После регистрации КВД с помощью канатной техники извлекают гидродинамическое эжектирующее устройство 7 на поверхность. Через НКТ 1 и корпус-опору 5 проводят закачку тампонажного раствора и устанавливают цементный мост (на чертеже не показано) в зоне указанного пласта 20. Проводят депакеровку пакера 4, приподнимают НКТ 1 с корпусом-опорой 5 вверх и устанавливают входную воронку 3 над кровлей вышележащего продуктивного пласта 21, проводят распакеровку пакера 4 и проводят описанную выше последовательность операций по испытанию вышележащего продуктивного пласта 21, а потом и последующих за ним расположенных выше продуктивных пластов 22 и т.д.

Изобретение может найти применение при испытании, освоении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а также при их капитальном ремонте.