RU2182962C2 - Способ обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины и пакер для его осуществления - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения продуктивности скважин путем интенсификации потоков нефти. Обеспечивает повышение продуктивности скважины за счет удаления продуктов кольматации из призабойной зоны и упрощение технологии обработки. Сущность изобретения: способ включает установку пакера в призабойной зоне скважины с образованием призабойной камеры, создание трещин в призабойной зоне скважины гидроразрывом с помощью газов под давлением. При этом используют пакер по меньшей мере с одним каналом, соединяющим его торцевые поверхности. Для осуществления гидроразрыва в призабойную зону направляют под действием газов нижнюю часть столба скважинной жидкости призабойной камеры. Верхнюю часть этого столба жидкости удаляют через вышеупомянутый канал пакера в надпакерное пространство скважины. Перекрывают движение жидкости через этот канал в сторону призабойной камеры из надпакерного пространства. После этого потоком пластовой жидкости под действием депрессии в призабойной камере вымывают продукты кольматации из пор и трещин продуктивного пласта. Пакер содержит корпус со средствами радиального уплотнения, каналом, соединяющим торцевые поверхности пакера, обратным клапаном и подвеску. При использовании генератора давления газов в скважине, в том числе со взрывчатым веществом, пакер имеет по меньшей мере один вышеупомянутый канал. Обратный клапан смонтирован с возможностью прохождения через этот канал пакера потока скважинной жидкости из призабойной камеры в надпакерное пространство под действием газов генератора давления и исключения движения скважинной жидкости из надпакерного пространства в призабойную камеру с перекрытием вышеупомянутого канала под действием столба скважинной жидкости в надпакерном пространстве и депрессии в призабойной камере. 2 с. и 3 з.п.ф-лы, 4 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения продуктивности скважин путем интенсификации потоков нефти.

Известен способ электропрогрева призабойной зоны (см., например, А.А.Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М.: Недра, 1990, с. 36-38), заключающийся в том, что нагревают жидкость в призабойной зоне примерно до 100^oС, что обеспечивает снижение вязкости парафинистых и высоковязких нефтей, например, Усинского и Харьячинского месторождений. В результате повышается нефтеотдача скважин.

Основным недостатком рассматриваемого способа является возможность его применения в узкой области - при добыче высоковязких и парафинистых нефтей, когда в призабойной зоне выпадают парафины, смолы и асфальтены. Кроме того, описываемый способ сложен в практической реализации, так как часто выходят из строя электронагреватели из-за неудовлетворительного качества кабеля и термонагревательных элементов, работающих в агрессивной среде.

Известен также способ термической обработки призабойной зоны нефтяного пласта по авт. свид. СССР 467173, кл. Е 21 В 43/24, опубл. в БИ 14, 1975 г., заключающийся в термической обработке призабойной зоны закачиванием в пласт теплоносителя с высокой теплопроводностью, в качестве которого используют гранулированный материал, например металлопорошок. Гранулометрический состав металлопорошков выбирают из соображений их закачки, а также их проникающей способности в трещины пласта. В качестве медленно горящего источника термического воздействия используют источник термогазового или термогазохимического воздействия, плоскость начала сжигания которого располагают ниже нижних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала на 5-15% его длины, а после аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале производят перемещение глубинного технологического оборудования с источником термогазового или термогазохимического воздействия вдоль обрабатываемого интервала, после чего проводят технологическую выдержку для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью. После создания в пласте системы трещин, заполненных гранулированным металлопорошком, в скважину опускают электронагревательное устройство и осуществляют нагрев призабойной зоны.

Способ сложен в реализации, так как фактически является двухэтапным, то есть сначала осуществляют гидроразрыв, а затем закачивают в трещины металлопорошок. Небольшая его эффективность предопределяется тем, что для проникновения металлопорошка в образованные трещины используют малые силы, возникающие от объемного расширения при нагреве призабойной жидкости, поэтому нагрев в глубь пласта распространяется на небольшое расстояние.

Известен также способ обработки зоны продуктивного пласта в окрестности забоя с использованием имплозии (см. , например, А.А.Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М.: Недра, 1990, с. 35-36), сущность которого заключается в том, что на колонне насосно-компрессорных труб напротив интервала обрабатываемого пласта устанавливают пустотелую емкость с мембраной. Затем разрывают эту мембрану, в результате чего создается разрежение на забое. За счет возникновения депрессии давления пластовая жидкость с большой скоростью поступает в скважину. Интенсивное движение пластовой жидкости в скважину способствует очистке фильтруемой части пласта от отложений.

Анализ имеющихся результатов обработки призабойных зон с использованием имплозии на Западно-Тэбукском, Нижнеомринском и Ижма-Омринском месторождениях нефти показал, что этот способ имеет ограниченное применение по горно-геологическим условиям. Он малоэффективен при высокой проницаемости призабойной зоны скважины, так как скорость потока пластовой жидкости от продуктивного пласта в скважину мала из-за больших сечений пор и трещин в призабойной зоне.

Кроме того, наблюдались случаи безрезультатного использования имплозии вследствие преждевременного разрыва мембран, изготовленных из серого чугуна СЧ15-32. Это снижает диапазон использования рассматриваемого способа и его эффективность.

Известен также способ обработки призабойной зоны скважины по патенту РФ 2087693. кл. E 21 В 43/25. опубл. в БИ 23, 1997 г., включающий спуск глубинного технологического оборудования с зарядом из медленно горящего источника термического воздействия, сжигание последнего в обрабатываемом интервале, технологическую выдержку для аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале, депрессионное воздействие и удаление части скважинной жидкости с поступившими в нее при депрессионном воздействии из призабойной зоны кольматирующими элементами. При этом используют медленно горящий источник термического воздействия, плоскость начала сжигания которого располагают ниже нижних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала на 5-10% его длины, а после аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале производят перемещение глубинного технологического оборудования с источником термогазохимического воздействия вдоль обрабатываемого интервала, после чего производят технологическую выдержку для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью.

Недостатками этого способа являются: а) сложность реализации, связанная с перемещением оборудования вдоль обрабатываемого интервала; б) длительность процесса, связанная с перемещением оборудования и технологическими выдержками для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью; в) малые расстояния от стенок скважины, на которые воздействует высокотемпературная зона (именно по этой причине необходимо перемещать оборудование с источником термического воздействия вдоль скважины). Все эти недостатки снижают эффективность использования рассматриваемого способа.

Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разрыва пласта пороховыми газами по патенту США 3422760, кл. 102-21.6, заключающийся в создании трещин давлением газов, образующихся при сгорании в скважине порохового заряда, размещенного против продуктивного пласта. Недостатком способа является то, что пороховые газы только частично используют для создания трещин в призабойной зоне, часть их (около 50%) уходит вверх по скважине, при этом происходит закручивание троса, на котором подвешен заряд, что предопределяет необходимость последующего его извлечения. Последняя операция довольно сложна, часто связана с необходимостью разрезания троса и извлечения отдельных его кусков ловителями. Порой не удается извлечь все куски разрезанного троса и приходится бросать скважину.

Известен интервальный пакер по авт. свид. СССР 643625, кл. E 21 В 33/12, опубл. в БИ 3, 1979 г., содержащий верхний и нижний пакеры со стволами, выполненными с радиальными каналами, корпус с окнами, якорь, клапанное устройство, гильзу и фиксатор, причем ствол нижнего пакера жестко соединен с гильзой, а фиксатор установлен на конце ствола верхнего пакера с возможностью взаимодействия с гильзой, при этом в нижней части ствола нижнего пакера установлен жестко связанный с ним патрубок, образующий со стволом кольцевую полость, а под герметизирующим элементом установлен поршень, образующий со стволом камеру, сообщающуюся с кольцевой полостью, а при пакеровке - с внутрипакерным пространством. Конструкция пакера предназначена для перекрытия потока скважинной жидкости, и он не может быть использован для одностороннего пропуска потока скважинной жидкости.

Известен пакер по авт. свид. СССР 1099047, кл. E 21 В 33/12, опубл. в БИ 23, 1984 г., включающий полый корпус с радиальными каналами, на котором установлен уплотнительный элемент с полостью для его привода, размещенный в корпусе с возможностью осевого перемещения, и связанный с колонной труб полый заглушенный в нижней части ствол с двумя рядами радиальных каналов для связи внутритрубного пространства соответственно с затрубным надпакерным пространством и полостью привода уплотнительного элемента. При этом пакер снабжен кожухом с радиальными каналами, установленным над уплотнительным элементом, образующим с корпусом камеру, в которой установлена подпружиненная штуцерная втулка, а связь затрубного надпакерного пространства с внутритрубным осуществляется через канал штуцерной втулки.

Недостатками известного пакера являются сложность конструкции и в связи с этим низкая надежность работы, так как не исключено засорение частицами, находящимися в скважинной жидкости, канала "А" гидравлического сопротивления и отверстий, сообщающих внутреннюю его полость с верхней, и верхнюю и нижнюю камеры. Рассматриваемый пакер осуществляет герметизацию сечения скважины, исключающую движение потока в любую сторону. Пакер такой конструкции не может быть использован в случае, если необходимо обеспечить односторонний поток скважинной жидкости.

Известен гидравлический пакер для испытателя пластов по авт. свид. СССР 571581, кл. E 21 B 33/12, опубл. в БИ 33, 1977 г., содержащий шток, гидронасос и эластичную манжету с пружинящей опорой, выполненной из смещенных друг относительно друга внутренних и внешних рядов пластин. При этом внутренние пластины снабжены наконечниками, которые размещены в эластичной манжете и жестко связаны с пластинами внешнего ряда.

Недостатком рассматриваемого пакера является невозможность его применения для обеспечения одностороннего потока скважинной жидкости, так как он полностью герметизирует проходное сечение скважины.

Наиболее близким аналогом по технической сущности является пакер по авт. свид. СССР 132154, опубл. в БИ 9, 1960 г., содержащий уплотнительный элемент, шлипсы, фонарь, муфту с фигурным пазом и пальцем на корпусе. Он снабжен укрепленной к головке пакера трубой, образующей с отверстиями в верхней и нижней частях корпуса обводной канал, а для ведения прямой или обратной промывки подпружиненным переворачиваемым клапаном.

Недостатком рассматриваемого пакера является невозможность его использования для реализации предлагаемого способа обработки продуктивного пласта, так как через него осуществляется постоянная циркуляция жидкости, что исключает возможность образования призабойной камеры, в которой согласно предлагаемому способу нужно повышать давление скважинной жидкости для осуществления гидроразрыва.

Технической задачей предлагаемого решения является повышение эффективности притоков нефти, а следовательно, повышение продуктивности скважины за счет удаления продуктов кольматации из призабойной зоны скважины и упрощение технологии обработки призабойной зоны скважины за счет удаления продуктов кольматации из призабойной зоны скважины за один этап и исключение разрушения подвески пакера. Кроме того, упрощается конструкция пакера.

Эта задача решается за счет того, что в способе обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, включающем установку пакера в призабойной зоне скважины с образованием призабойной камеры, создание трещин в призабойной зоне скважины гидроразрывом с помощью газов под давлением, согласно техническому решению используют пакер по меньшей мере с одним каналом, соединяющим его торцевые поверхности, а для осуществления гидроразрыва в призабойную зону направляют под действием газов нижнюю часть столба скважинной жидкости призабойной камеры, при этом верхнюю часть этого столба жидкости удаляют через вышеупомянутый канал пакера в надпакерное пространство скважины и перекрывают движение жидкости через этот канал в сторону призабойной камеры из надпакерного пространства, после чего потоком пластовой жидкости под действием депрессии в призабойной камере вымывают продукты кольматации из пор и трещин продуктивного пласта.

Эти операции и их последовательность позволяют осуществить гидроразрыв в призабойной зоне скважины и одновременно создать депрессию давления в призабойной камере за счет удаления из этой камеры скважинной жидкости, что обеспечивает после гидроразрыва обратный поток жидкости из пласта в скважину, который позволяет промыть трещины и поры в призабойной зоне скважины, удалив при этом продукты кольматации. В конечном счете эти операции позволяют увеличить приток пластовой жидкости, что повышает эффективность притоков нефти, а следовательно, повышает продуктивность эксплуатации скважины.

В пакере для обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, содержащем корпус со средствами радиального уплотнения, каналом, соединяющим торцевые поверхности пакера, обратным клапаном и подвеску, согласно техническому решению при использовании генератора давления газов в скважине, в том числе со взрывчатым веществом, пакер имеет по меньшей мере один вышеупомянутый канал, а обратный клапан смонтирован с возможностью прохождения через этот канал пакера потока скважинной жидкости из призабойной камеры в надпакерное пространство под действием газов генератора давления и исключения движения скважинной жидкости из надпакерного пространства в призабойную камеру с перекрытием вышеупомянутого канала под действием столба скважинной жидкости в призабойной камере.

Такая конструкция пакера обеспечивает реализацию предлагаемого способа обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, то есть эффективное удаление части скважинной жидкости из призабойной камеры с последующей в ней депрессией давления за счет удаления продуктов кольматации.

Целесообразно, чтобы обратный клапан имел вид эластичной пластины, закрепленной в центральной части к корпусу пакера. При этом обратный клапан может быть смонтирован в вышеупомянутом канале пакера или вне его.

Такое исполнение пакера обеспечивает его работу под действием силы, создаваемой весом столба скважинной жидкости, находящегося в надпакерном пространстве скважины.

Сущность предлагаемого способа обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины и пакера для его осуществления поясняются примером их исполнения и чертежами.

На представленных чертежах иллюстрируются: фиг.1 - установка в скважине пакера и образование призабойной камеры; фиг.2 - разделение столба скважинной жидкости в призабойной камере и удаление из последней скважинной жидкости в сторону продуктивного пласта и через пакер; фиг.3 - призабойная камера очищена от скважинной жидкости и создается депрессия давления; фиг.4 - заполнение призабойной камеры пластовой жидкостью.

Реализация предлагаемого способа осуществляется в следующей последовательности.

В скважину (обсадную трубу) 1 (фиг.1), используя подвеску (трос или трубу) 2, опускают пакер 3, который фиксируют к стенке скважины 1 на некотором расстоянии от забоя, образуя призабойную камеру 4. Способ фиксации пакера 3 к стенке скважины 1 может быть любым, так же, как и конструкция пакера 3. В нижней части пакера 3 на подвеске 5 закрепляют генератор 6 давления на некотором расстоянии от забоя скважины 1 и торца пакера 3. Генератор 6 давления может быть выполнен в виде баллона со сжатым газом или в виде пакета взрывчатого вещества.

Затем газом, подаваемым из баллона или образованным при взрыве взрывчатого вещества, разделяют столб скважинной жидкости на две части, одну из которых (нижнюю) направляют в сторону призабойной зоны скважины, а другую (верхнюю) через пакер 3 в надпакерное пространство скважины 1 (фиг.2). Скважинная жидкость, направляемая в сторону призабойной зоны скважины 1, осуществляет гидроразрыв в призабойной зоне скважины 1, что предопределяет расширение имеющихся пор и трещин в окружающей скважину 1 зоне продуктивного пласта, а также приводит к образованию новых трещин. Это в конечном счете будет способствовать повышению фильтрации пластовой жидкости в скважину 1, что приведет к повышению притока нефти.

После очистки призабойной камеры 4 от скважинной жидкости (фиг.3) в ней снижается давление газов, образованных в результате взрыва, то есть создается депрессия давления за счет снижения температуры газов (тепло через стенку скважины 1 за счет теплопроводности ее стенок переходит в окружающую среду).

Следующим этапом заполняют призабойную камеру 4 пластовой жидкостью. Одновременно с этим перекрывают движение потока скважинной жидкости, располагаемой над пакером 3, в призабойную камеру 4. В связи с этим будет снижаться давление газов в призабойной камере 4, то есть создается депрессия давления и в призабойную камеру 4 будет поступать пластовая жидкость. При этом она будет вымывать продукты кольматации, находящиеся в порах и трещинах. С потоком скважинной жидкости также будут вымываться отдельные частицы грунта, находящиеся в трещинах и порах и препятствующие фильтрации пластовой жидкости.

Для реализации предлагаемого способа с использованием взрыва для очистки призабойной камеры 4 с разделением столба скважинной жидкости, находящейся в этой камере 4, на две части и вытеснением их в продуктивный пласт и в надпакерное пространство скважины 1 необходимо использовать пакер, обеспечивающий прохождение сквозь него потока скважинной жидкости из призабойной камеры 4 в надпакерное пространство скважины 1 и исключающий движение скважинной жидкости в обратном направлении.

Пакер 3 содержит корпус 7 (фиг.3, 4) со средствами 8 радиального уплотнения (на фиг. показана резиновая втулка, которая при нагреве расширяется и создает натяг между корпусом 7 и стенкой скважины (обсадной трубы) 1. Пакер 3 опускают на требуемую глубину на подвеске 2 (фиг.1), в качестве которой может служить трос или труба. Пакер 3 выполнен с каналами (каналом) 9 (фиг. 1-4), которые соединяют его торцевые поверхности.

Каналы могут быть выполнены параллельно продольной оси пакера 3 (фиг.1, 2) или наклонными (фиг.3, 4). В каналах 9 или вне их, как показано на фиг. 1-4, смонтирован обратный клапан 10, закрепленный к корпусу 7 пакера 3. На чертежах обратный клапан 10 показан в виде плоской эластичной пластины, закрепленной в центральной части к корпусу 7 пакера 3.

Принцип работы пакера.

Пакер 3 опускают на требуемую глубину и любым известным способом закрепляют к стенкам скважины 1 (фиг.1). Скважинная жидкость находится по обе стороны от торцевых поверхностей пакера 3. К нижней части пакера 3 может быть подвешен на подвеске 5 генератор 6 давления. В качестве генератора 6 давления может быть использован баллон со сжатым газом или пакет взрывчатого вещества. Генератор 6 давления может быть подвешен на специальном тросе, пропущенном через пакер 3. После взрыва (фиг.2) под действием пороховых газов, образовавшихся после взрыва взрывчатого вещества, или газа, находящегося в баллоне, через каналы 9 пакера 3 верхняя часть столба скважинной жидкости, находящегося в призабойной камере 4, будет вытеснена в надпакерное пространство скважины 1 (фиг.2). При этом обратный клапан 10 в виде эластичной пластины, деформируясь, пропустит скважинную жидкость в надпакерное пространство. Нижняя часть столба скважинной жидкости, находящаяся в призабойной камере 4, будет выдавлена в сторону продуктивного пласта. После освобождения призабойной камеры 4 от скважинной жидкости температура газов в этой камере 4 будет снижаться за счет теплопередачи в окружающую среду, а это приведет к снижению давления газов в призабойной камере 4 - к депрессии давления. Под действием столба скважинной жидкости, находящегося в надпакерном пространстве скважины 1, произойдет перекрытие каналов 9 пакера 3 за счет силы упругости материала эластичной пластины обратного клапана 10. В призабойной камере 4 будет продолжаться снижение давления газа, и после того как оно уменьшится ниже пластового давления, из пласта начнет поступать пластовая жидкость в призабойную зону. Чем больше депрессия давления в призабойной зоне, тем интенсивнее будет поступать пластовая жидкость в призабойную камеру 4. При этом будет происходить вымывание продуктов кольматации и отдельных частиц грунта, засоривших поры и трещины в призабойной зоне скважины 1.

Предлагаемое комплексное воздействие на призабойную зону скважины 1 (сначала гидроразрыв, а затем воздействие депрессии давления) повысит эффективность фильтрации пластовой жидкости продуктивного пласта, что в конечном счете повысит дебит нефти в скважине 1.

Claims (5)

1. Способ обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, включающий установку пакера в призабойной зоне скважины с образованием призабойной камеры, создание трещин в призабойной зоне скважины гидроразрывом с помощью газов под давлением, отличающийся тем, что используют пакер, по меньшей мере, с одним каналом, соединяющим его торцевые поверхности, а для осуществления гидроразрыва в призабойную зону направляют под действием газов нижнюю часть столба скважинной жидкости призабойной камеры, при этом верхнюю часть этого столба жидкости удаляют через вышеупомянутый канал пакера в надпакерное пространство скважины и перекрывают движение жидкости через этот канал в сторону призабойной камеры из надпакерного пространства, после чего потоком пластовой жидкости под действием депрессии в призабойной камере вымывают продукты кольматации из пор и трещин продуктивного пласта.

2. Пакер для обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, содержащий корпус со средствами радиального уплотнения, каналом, соединяющим торцевые поверхности пакера, обратным клапаном и подвеску, отличающийся тем, что при использовании генератора давления газов в скважине, в том числе со взрывчатым веществом, пакер имеет, по меньшей мере, один вышеупомянутый канал, а обратный клапан смонтирован с возможностью прохождения через этот канал пакера потока скважинной жидкости из призабойной камеры в надпакерное пространство под действием газов генератора давления и исключения движения скважинной жидкости из надпакерного пространства в призабойную камеру с перекрытием вышеупомянутого канала под действием столба скважинной жидкости в надпакерном пространстве и депрессии в призабойной камере.

3. Пакер по п. 2, отличающийся тем, что обратный клапан имеет вид эластичной пластины, закрепленной в центральной части к корпусу пакера.

4. Пакер по п. 2 или 3, отличающийся тем, что обратный клапан смонтирован в вышеупомянутом канале.

5. Пакер по п. 2 или 3, отличающийся тем, что обратный клапан смонтирован вне вышеупомянутого канала.

Images