RU2159326C1 - Способ и устройство освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно, к способам освоения и очистки призабойных зон эксплуатационных скважин нефтяных месторождений. Обработку скважин проводят за 15-45 циклов, на каждом из которых производят 6-30 депрессионно-репрессионных импульсов дренирования, которые создают при формировании в скважине избыточного давления, превышающего пластовое, путем закачки флюида в затрубное пространство. Наземным прерывателем вначале резко открывают скважину и изливают жидкость по насосно-компрессорным трубам в наземную сборную емкость. При достижении наибольшей скорости излива резко закрывают скважину и создают затухающую стоячую волну, которая за 2-2,5 с достигает зумпфа скважины и возвращается к устью, делая при этом импульсные удары по призабойной зоне пласта. Колебания контролируют по устьевому манометру и прерывают в период начала возврата волны к устью скважины, усиливая депрессионный вынос загрязнений из призабойной зоны синфазным изливом жидкости и по насосно-компрессорным трубам в желобную емкость. Излив производят 2-4 с и затем вновь формируют стоячую волну и так повторяют до снижения избыточного давления в скважине. Флюид нагнетают с постоянной производительностью для контроля за временем достижения конкретного значения избыточного давления в скважине. Если время возрастает, то обработку продолжают, если не возрастает, то прекращают. Устройство включает наземный прерыватель, установленный в выкидной линии рядом со сборной емкостью, датчики давления затрубного пространства и полости насосно-компрессорных труб. В колонне насосно-компрессорных труб напротив интервала перфорации или выше устанавливают воронку, традиционно применяемую в нагнетательных скважинах. При обработке сложных скважин выше воронки устанавливают хвостовик из 3-5 труб с меньшим диаметром, чем насосно-компрессорные трубы. Загрязнения при обработке скважины попадают из призабойной зоны в полость насосно-компрессорных труб и поднимаются в сборную емкость. Повышается эффективность и расширяется диапазон применения способа. 2 с.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам освоения и очистки призабойных зон эксплуатационных скважин нефтяных месторождений.

Известен способ очистки призабойных зон нагнетательных скважин с избыточным пластовым давлением, включающий прогрев призабойной зоны пласта в тепловом и акустическом поле и последующий импульсный депрессионный вынос продуктов загрязнения из призабойной зоны пласта в скважину и на дневную поверхность, путем стравливания избыточного давления пласта при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно- компрессорным трубам при открытой устьевой задвижке (Создание комплекса аппаратуры и усовершенствованной технологии термоакустического воздействия (заключительный), отчет о НИР по з-н Е.82.0090.86. Отв. исп. Носов П.И., г. Бугульма, 1986, с. 92, с устройством по а.с. СССР 1655155, кл. E 21 B 43/24).

Недостатком известного способа является ограниченный диапазон применения и малая его экономическая эффективность из-за значительных затрат на спуск скважинного оборудования, большого потребления электрической энергии, длительного периода обработки скважины.

Известен также способ очистки призабойных зон скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем спуска в скважину герметичной колонны насосно-компрессорных труб, заполненной воздухом при атмосферном давлении, с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при открытии прерывателя, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости ("метод КИИ", Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г, с. 46-47).

Недостатком известного способа является малая его эффективность из-за значительных затрат на спуск скважинного оборудования, невозможность осуществления повторной операции без подъема и повторного спуска оборудования.

Наиболее близким к предлагаемому способу можно отнести способ очистки призабойных зон скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем спуска в обсадную колонну скважины колонны насосно-компрессорных труб с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перформации, спуска в колонну насосно-компрессорных труб плунжера с клапаном на канате и создания разряжения в насосно-компрессорных трубах при подъеме плунжера наземным тяговым устройством внутри полости прерывателя, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности в момент открытия плунжером отверстий в прерывателе, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости при возвратно-поступательном движении плунжера ("метод многократной депрессии", Попов А. А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990, с. 108-109).

Недостатком известного способа является малая его эффективность из-за значительных затрат на спуск-подъем скважинного оборудования, невозможность контроля и регулирования процесса освоения или очистки призабойной зоны скважины.

Целью изобретения является повышение эффективности и расширение диапазона применения способа.

Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб формируют путем закачки флюида в затрубное пространство скважины при закрытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, стравливание производят при закрытии на устье полости затрубного пространства и резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны перемещающейся по полости насосно-компрессорных труб 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 насосно-компрессорных труб, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления, на уровне призабойной зоны, путем открытия прерывателем полости насосно-компрессорных труб, 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, при этом 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.

В устройстве для освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающем скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей задвижки затрубного пространства и насосно-компрессорных труб, выкидную линию из насосно- компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой задвижки и после нее, прерыватель, монтируемый в выкидной линии, привод прерывателя, кран, установленный на затрубной задвижке, наземную сборную емкость, при этом внескважинная часть выкидной линии подсоединена к сборной емкости, прерыватель установлен в выкидной линии между скважиной и сборной емкостью, на нижней части насосно-компрессорных труб смонтирован концентратор давления, на задвижках устьевой арматуры смонтированы датчики давления в полостях затрубного пространства и насосно-компрессорных труб, в сборной емкости проделано отверстие для связи с атмосферным давлением, при этом в качестве концентратора давления использована воронка, традиционно применяемая для работ на нагнетательных скважинах, которая установлена на нижнем торце колонны насосно-компрессорных труб напротив или выше интервала перфорации, насосно-компрессорные трубы, при необходимости, могут быть дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы с установкой последнего между воронкой и насосно-компрессорными трубами и с образованием сужения между насосно-компрессорными трубами и хвостовиком, при этом внутренний диаметр труб хвостовика не должен быть меньше проходного диаметра прерывателя, а длина должна быть достаточна для преобразования турбулентного потока флюида в ламинарный при протекании последнего по внутренней полости выкидной линии через сужение между насосно-компрессорными трубами и хвостовиком.

Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличающимися признаками в заявляемом способе и устройстве, то есть о соответствии заявляемого решения по критерию "существенные признаки".

На фиг. 1 приведена технологическая схема и устройство, позволяющие реализовать способ освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, на фиг. 2 и 3 - диаграммы колебания давления в полости насосно-компрессорных труб, соответственно при резком открытии и резком закрытии прерывателя.

Устройство включает: скважину 1 с обсадной колонной 2 и интервалом перфорации 3 в ней на уровне призабойной зоны пласта 4 с устьевой арматурой 5, задвижками и датчиками давления на ней соответственно затрубного пространства 6 и 7 и полости насосно-компрессорных труб 8 и 9, выкидную линию, состоящую из воронки 10, хвостовика 11, колонны насосно-компрессорных труб 12, устьевой задвижки 8, труб 13 с установленным между ними прерывателем 14 с приводом 15, наземную сборную емкость 16 с отверстием в ней 17 для связи с атмосферой, кран 18, при этом скважинную часть выкидной линии собирают по мере спуска в обсадную колонну из воронки 10, хвостовика 11, труб 12 с таким подбором длины труб 12, чтобы воронка 10 по окончании спуска скважинной части выкидной линии находилась либо напротив, либо чуть выше верхнего уровня интервала перфорации 3, а к задвижке 7 присоединяют передний конец трубы 13 с прерывателем 14, а задний конец трубы 13 закрепляют в верхней части сборной емкости, кран 18 устанавливают на задвижке 6, причем хвостовик 11 собирают из насосно-компрессорных труб с меньшим внутренним диаметром, чем трубы 12, но не меньшим, чем проходной диаметр прерывателя 14, а длина его должна быть достаточна для преобразования турбулентного потока флюида в ламинарный при протекании последнего по внутренней полости выкидной линии через сужение между насосно-компрессорными трубами и хвостовиком, и в качестве воронки 10 используют воронку, традиционно применяемую в нагнетательных скважинах.

Способ может быть реализован следующим образом.

В скважину 1 при открытых задвижках 6, 8 и кране 18 и закрытом прерывателе 14 от внешнего источника давления (на фиг. 1 не показан) в затрубное пространство закачивают флюид (на фиг. 1 показано стрелкой) до технологически допустимого давления (давление определяется технологами нефтегазодобывающих управлений и ограничено предельным уровнем давления для данного типа обсадной колонны). В период закачки флюида в затрубном пространстве скважины и полости насосно-компрессорных труб формируют избыточное давление, превышающее давление пласта в призабойной зоне. Под действием избыточного давления в призабойную зону пласта 4 проникает флюид. Глубина проникновения флюида зависит от коллекторских свойств пласта, степени кольматации призабойной зоны теми или иными загрязнениями, времени закачки и уровней пластового и допустимого при закачке давлений, при этом, чем больше проницаемость коллектора, продолжительнее время закачки и чем на большее значение давление закачки превышает пластовое давление, тем больше глубина его проникновения в пласт и чем больше загрязнен пласт, уменьшены диаметры его пор, тем глубина проникновения меньше. При достижении предельно-допустимого давления, что определяют по датчику давления либо 7, либо 9, или давления, при котором скважина начинает стабильно принимать флюид, закачку последнего прекращают, фиксируют время продолжительности закачки, закрывают кран 18, открывают прерыватель 14 с помощью привода 15. При этом из скважины и призабойной зоны пласта за счет запасенной потенциальной энергии (сжат объем закаченного флюида) начинает изливаться флюид, который снижает потенциальную энергию за счет кинетической. Если излив жидкости не прекращать, то по датчику давления 9 в скважине можно наблюдать колебательный процесс (см. фиг. 2, кривая 19), возникающий за счет противодействующих (реактивных) сил на быстрое открытие скважины. Из-за возникших колебаний скорость излива воды из скважины неравномерна: вначале она замедляется, складываясь с отрицательным полупериодом первого колебания, потом возрастает, складываясь с положительным полупериодом и так далее, снижаясь одновременно вместе со снижением давления флюида в скважине и затухая из-за потерь на трение о стенки выкидной линии и из-за ударов о призабойную зону 4. Если же прерыватель 14 резко закрыть на начальном этапе излива жидкости из скважины, то возникают аналогичные по физике процесса колебания, но амплитуда колебаний в этом случае в 5 и более раз больше и они противофазны предыдущему процессу (см. фиг. 3, кривая 20). Иначе, как в первом, так и во втором случае, в скважине при резких коммутациях прерывателем формируют стоячую волну, которая, перемещаясь по полости насосно-компрессорных труб от прерывателя до зумпфа скважины и назад, создает удары, в том числе и по призабойной зоне пласта, затрачивая определенную энергию, вследствие чего амплитуда колебаний с каждым периодом снижается. Если открывать скважину не резко, в частности поршневой задвижкой, медленно вращая винт, то колебательного процесса можно и не заметить из-за малой его амплитуды. Аналогичная ситуация складывается и в случае излива жидкости с малой скоростью даже при резком открытии прерывателя. В этой связи для получения наибольшей амплитуды колебаний стоячей волны, что равносильно созданию на призабойную зону 4 эффективно действующих репрессионно-депрессионных импульсов давления, необходимо создать условия для максимальной скорости излива жидкости из скважины и для быстрого закрытия проходного отверстия в прерывателе. Для этого в предлагаемом способе в скважине поднимают потенциальную энергию до предельно-допустимого уровня, сжимая флюид в период закачки его в скважину до предельного давления, резко открывают скважину прерывателем 14 для создания наибольшей амплитуды колебаний по фиг. 2, затем резко закрывают прерыватель 14 в период, желательно первой, положительной полуволны, а значит при наибольшей скорости излива жидкости из скважины, и таким образом формируют в полости насосно-компрессорных труб колебания по фиг. 3 с наибольшей амплитудой, при этом наибольшую скорость излива флюида из скважины определяют по наибольшему шуму падающего флюида в сборной емкости 16.

Репрессионно-депрессионные импульсы давления позволяют срывать адсорбционные отложения на стенках поровых каналов призабойной зоны 4. Однако, поскольку амплитуда предыдущей (репрессионной) полуволны больше амплитуды последующей (депрессионной) (см. фиг. 3), сорванные отложения с каждым очередным периодом колебаний будут продвигаться все далее вглубь пласта, что нежелательно, так как при этом будет загрязняться более удаленная от скважины часть призабойной зоны. В этой связи, в предлагаемом способе усиливают депрессионную составляющую колебаний путем прерывания колебаний при открытии прерывателя 14 в начальные периоды роста депрессионной полуволны (желательно первой) 21 (жирные участки линий - см. фиг. 3). В этот период депрессионный вынос загрязнений из призабойной зоны за счет потенциальных сил пласта будет поддерживаться синфазным выносом этих же загрязнений за счет избыточного давления в скважине по сравнению с атмосферным давлением (с этой целью в сборной емкости предусмотрено отверстие 17). Таким образом, загрязнения будут интенсивно выноситься из призабойной зоны в скважину и далее в полость выкидной линии, так как воронка 10 находится в непосредственной близости от интервала перфорации. Для того чтобы наиболее полно использовать всю энергию сжатого в затрубном пространстве и призабойной зоне флюида, стравливание жидкости в сборную емкость 16, коммутации прерывателем 14 производят за несколько этапов до полного снижения сформированного на этапе закачки перепада давления.

Однако поры в призабойной зоне 4 будут очищаться только на той ее глубине, на которую был предварительно закачан флюид, поскольку лишь на этой глубине возможно создание депрессионного перепада давления и вынос загрязнений в скважину. Для того чтобы очистить призабойную зону на большую глубину, циклы закачки флюида в скважину и этапы излива загрязненного флюида из скважины 1 в сборную емкость 16 с коммутациями прерывателем 14 повторяют. При повторных закачках с частично очищенной зоной на предыдущем цикле фиксируют ее продолжительность и сравнивают с предыдущим временем закачки. Если последняя продолжительность процесса закачки флюида будет больше, то очистку призабойной зоны 4 возможно проводить на еще большую глубину. Циклы повторяют до тех пор, пока продолжительность закачки предыдущего и последующего циклов не сравняются. Следует обратить внимание, что продолжительность периодов на первых нескольких циклах в "мертвых" скважинах, отличающихся либо очень низкой проницаемостью, или большой степенью кольматации призабойной зоны, будут отличаться лишь на несколько секунд. В дальнейшем, при увеличении глубины проникновения флюида в призабойную зону за счет очистки предлагаемым способом оно будет увеличиваться и существенно. В этой связи следует отметить, что способ может одинаково эффективно применяться практически во всех скважинах независимо от степени кольматации призабойной зоны, причем в скважинах с любым диаметром осадной колонны, что и определяет расширения диапазона применения способа. Поскольку во многих нагнетательных скважинах с относительно большой остаточной приемистостью нет необходимости проводить спускоподъемные операции и лишь в некоторых из них, с очень низкой приемистостью, требуется провести лишь допуск воронки до уровня интервала перфорации, затраты на проведение процесса обработки скважины будут значительно меньше, чем в известных способах, и в этом проявляет себя более эффективное применение нового способа. В добывающих скважинах, оснащенных штанговым глубинным насосом, после дооборудования в период очередного ремонта скважины хвостовой части, установленной ниже насоса, по предлагаемой на фиг. 1 технологической схеме, в последующем достаточно будет лишь поднять вставной плунжер со штангами и шар нижнего клапана насоса, и обработка по настоящему способу будет также возможна.

Для защиты обсадной колонны от импульсов давления, амплитуда которых будет и без специальных мероприятий меньше во столько раз, во сколько площадь полости выкидной линии будет меньше площади полости обсадной колонны, и для более экономичного использования энергии импульсов давления в нижней части выкидной линии устанавливают концентратор, который выполняют в виде воронки 10 с небольшим зазором к обсадной колонне. Концентратор 10 ограничивает проникновение больших объемов флюида в затрубное пространство (выше уровня расположения воронки) и из него в период импульсного воздействия и, тем самым, выполняет поставленную задачу. В скважинах со старой обсадной колонной и других, где давление закачки нельзя проводить до предельного уровня, и в скважинах с нулевой приемистостью для ускорения процесса обработки желательно дополнить концентратор 10 хвостовиком 11, который выполняют из труб меньшего внутреннего диаметра, чем диаметр выше расположенных насосно-компрессорных труб 12, но диаметр хвостовика не должен быть меньше проходного диаметра прерывателя. В этом случае стоячая волна, сформированная в полости прерывателя с его проходным диаметром, перемещаясь по выкидной линии вниз, вначале попадает в насосно-компрессорные трубы большего диаметра, встречает меньшее сопротивление при своем движении вниз, затем в трубы меньшего диаметра хвостовика, длина которых небольшая и выбирается равной длине, при которой турбулентное движение флюида переходит в ламинарное, вновь концентрируется и, таким образом, воздействует на призабойную зону пласта 4 с большей амплитудой. При этом одновременно желательно располагать воронку в скважине напротив интервала перфорации, по той причине, что на выходе из воронки повторно формируется участок с турбулентным течением флюида и с аномально высокими перепадами давлений в нем. Последние можно более эффективно использовать для обработки призабойной зоны.

В качестве флюида при обработке нагнетательных скважин используют техническую (пресную или сточную) воду, применяемую при закачке в пласт на том же участке месторождения, где расположена нагнетательная скважина. Себестоимость доставки флюида к скважине при этом уменьшается.

В качестве флюида при обработке добывающих скважин используют обезвоженную нефть, добываемую на том же участке месторождения, где расположена добывающая скважина. Применение нефти, а не технической воды позволяет исключить формирование в призабойной зоне 4 высокопроницаемых каналов с высокообводненными участками пласта и таким образом создает предпосылки не только сохранить прежнюю обводненность добываемой в последующем нефти, но и снизить ее за счет формирования в высокопроницаемых обводненных порах призабойной зоны "тромбов" из водо-нефтяной эмульсии, которые получают в период импульсного дренирования за счет интенсивного перемешивания закаченной в пору нефти с остатками в ней воды. В высокообводненных добывающих скважинах предварительно проводят замену всей скважинной жидкости на нефть путем закачки обезвоженной нефти в затрубное пространство с изливом ее в сборную емкость 16 по выкидной линии. Одновременно нефть используется в качестве растворителя и позволяет вынести из пор призабойной зоны при многократных ее промывках асфальтно-смолистые отложения.

Закачиваемый флюид, для более производительной очистки пор, может содержать традиционно применяемые и вновь разработанные химические реагенты (поверхностно-активные вещества и растворители).

Способ по технологической схеме фиг. 1 прошел опробование на Ромашкинском месторождении нефти АО "Татнефть": на 10 скважинах НГДУ "Лениногорскнефть", 11 скважинах НГДУ "Альметьевнефть" и 22 скважинах ЗАО "РИТЭК-внедрение". Испытания проводились в скважинах с обсадными колоннами 4,5 и 6 дюймов, с интервалами перфорации на глубине 1,6-1,9 км, при этом в качестве устьевой арматуры использовались стандартные арматуры, применяемые для оборудования устья нагнетательных и добывающих скважин с комплектуемыми на них задвижками, в качестве датчиков давления - манометры МП4У со шкалой 60 МПа. Выкидная линия формировалась из воронки, традиционно применяемой в нагнетательных скважинах для данного диаметра обсадной колонны и устанавливаемой напротив (или чуть выше до 50 м, при обработке нагнетательных скважин без проведения спускоподъемных операций) интервала перфорации, хвостовика, из насосно-компрессорных труб 2 дюйма с длиной 30-45 м, насосно- компрессорных труб диаметром 2,5-3 дюйма с подбором длины до устья скважины. Наземная часть выкидной линии собиралась из быстроразъемных труб, комплектуемых с агрегатом ЦА-320 с диаметром не менее 60 мм. В среднюю часть быстроразъемных труб устанавливался на подставке прерыватель, выполненный из крана шарового 11с45п Алексинского завода с ручным приводом, с проходным диаметром 50 мм и рабочим давлением 16 МПа. В качестве сборной емкости использовалась либо желобная емкость с объемом 12-15 куб.м. либо водовозы с объемом 6-12 куб. м, при этом выходной конец выкидной линии жестко закреплялся в сборной емкости в верхней ее части так, чтобы даже при почти полной емкости излив воды можно было производить в часть емкости, заполненной воздухом при атмосферном давлении. В качестве крана использовался кран шаровой 11с45п.

Закачка технической воды в скважину проводилась либо непосредственно с водовода к нагнетательной скважине, либо от агрегата ЦА-320, нефти - от агрегата ЦА-320. В нагнетательных скважинах с обсадной колонной 4 и 5 дюймов закачка проводилась до давления до 15 МПа, 6 дюймов - до 12 МПа, в добывающих - до 10 МПа, при этом если скважина начинала стабильно принимать флюид при меньшем давлении, чем указано выше, то - до начального давления нагнетания. Темп закачки выбирался равный 1-2 минутам и корректировался на начальном этапе первой закачки выбором скорости агрегата ЦА-320 или прикрыванием задвижки водовода. Коммутации прерывателем и краном проводились в течение времени не более 0,3-1 секунды, при этом, чем меньше это время, тем больше амплитуда колебаний, возникающих в скважине. Период амплитуды колебаний по фиг. 3 по показаниям манометра на устье скважины с глубиной пласта 1,6-1,9 км в нагнетательных скважинах составлял 2,5-3 и в добывающих 4,5-6 сек. Размах амплитуд колебаний первого периода по фиг. 3 при давлении закачки 15 МПа по показаниям манометра составлял от 22 до 8 МПа (при меньшем давлении закачки размах амплитуд меньше), в затрубном пространстве показания манометра при этом не превышала 16 МПа. Количество свободных колебаний по фиг. 3 для разных скважин составляло - от 5 до 15. Количество этапов проводимых за один цикл закачки флюида, - от 5 до 30. Количество циклов - от 26 до 45, среднее и рекомендуемое - 30. Время закачки увеличивалось до 5-6 минут. Период обработки скважины, без вспомогательных операций по монтажу и демонтажу оборудования составляет 3-10, в среднем 5 часов.

Испытания проводились на 23 нагнетательных, 16 добывающих и 4 вновь пробуренных скважинах. В 12 нагнетательных скважинах обработка проводилась без предварительной промывки и спускоподъемных операций. 70% скважин относилось к сложным, в которых другими экологически безопасными методами достигнуть технологический результат не удавалось. В нагнетательных скважинах технологический результат определялся по уровню снижения начального давления нагнетания и по увеличению приемистости скважины, в добывающих - по увеличению дебита скважины и снижению обводненности продукции.

Технологический результат был достигнут во всех скважинах. Требуемый технологический результат был получен в 70% нагнетательных скважин, обрабатываемых без проведения промывки скважины и спускоподъемных операций и в 85% скважин с допуском воронки до уровня интервала перфорации. Начальное давление нагнетания уменьшалось на 3-10 МПа, приемистость возрастала в 2-5 раз. Во вновь пробуренных скважинах результат был получен за 3-4 часа обработки в трех из четырех обрабатываемых скважин, давления нагнетания были снижены до 5-6 МПа, приемистость достигала 600-1000 куб.м./сут. В добывающих скважинах процент успешности обработок составил 95%. При этом дебит скважин увеличивался в 2-4 раза, а обводненность продукции падала на 15- 309% (см. таблицу).

Claims (2)

1. Способ освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости, отличающийся тем, что депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб формируют путем закачки флюида в затрубное пространство скважины при закрытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, стравливание производят при закрытии на устье полости затрубного пространства и резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости насосно-компрессорных труб 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 насосно-компрессорных труб, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления на уровне призабойной зоны путем открытия прерывателем полости насосно-компрессорных труб, 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, при этом 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.

2. Устройство для освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающее скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей задвижки затрубного пространства и насосно-компрессорных труб, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой задвижки и после нее, прерыватель, монтируемый в выкидной линии, привод прерывателя, кран, установленный на затрубной задвижке, наземную сборную емкость, при этом внескважинная часть выкидной линии подсоединена к сборной емкости, отличающееся тем, что прерыватель установлен в выкидной линии между скважиной и сборной емкостью, на нижней части насосно-компрессорных труб смонтирован концентратор давления, на задвижках устьевой арматуры смонтированы датчики давления в полостях затрубного пространства и насосно-компрессорных труб, в сборной емкости проделано отверстие для связи с атмосферным давлением, при этом в качестве концентратора давления использована воронка, традиционно применяемая для работ на нагнетательных скважинах, которая установлена на нижнем торце колонны насосно-компрессорных труб напротив или выше интервала перфорации, насосно-компрессорные трубы, при необходимости, могут быть дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы с установкой последнего между воронкой и насосно-компрессорными трубами и с образованием сужения между насосно-компрессорными трубами и хвостовиком, при этом внутренний диаметр труб хвостовика не должен быть меньше проходного диаметра прерывателя, а длина должна быть достаточна для преобразования турбулентного потока флюида в ламинарный при протекании последнего по внутренней полости выкидной линии через сужение между насосно-компрессорными трубами и хвостовиком.

Images