способ воздействия на призабойную зону скважины

Формула изобретения

1. Способ воздействия на призабойную зону скважины, включающий оттеснение давлением газа уровня жидкости в кольцевом пространстве между эксплуатационной и подъемной колоннами с одновременным отбором жидкости глубинным насосом, спущенным в скважину на подъемной колонне, и последующую разрядку скважины через упомянутое кольцевое пространство, отличающийся тем, что, с целью повышения его эффективности, используют глубинный насос, оборудованный хвостовиком, а оттеснение давлением газа уровня жидкости в упомянутом кольцевом пространстве производят до отметки ниже приема глубинного насоса.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оттеснение уровня жидкости в упомянутом кольцевом пространстве осуществляют давлением газа, отсепарированного из скважинной жидкости путем накапливания его в упомянутом кольцевом пространстве.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что хвостовик насоса снабжен обратным клапаном.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных скважин и может быть использовано для интенсификации притока нефти в скважину при ее освоении и эксплуатации.

Известен способ освоения скважин, включающий замену скважинной жидкости на пену, снижение уровня пены путем оттеснения ее газом, закачиваемым в кольцевое пространство между стенками эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), и вызов притока нейти путем снижения давления за счет стравливания газа из межтрубного пространства в атмосферу [1]

Однако после проведения воздействия необходимо глушить скважину и производить спуск насоса, это может свести на нет весь эффект от воздействия.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта насосной скважины, предусматривающий создание депрессии на пласт при работающем насосе [2] В водоподъемных скважинах, на применение в которых рассчитан известный способ, погружной насос спускают на забой и то, что очистку скважины ведут при работающем насосе, какого-либо влияния на глубину депрессии не оказывает. Известный способ обеспечивает экономию времени за счет исключения остановки скважины.

В глубоких нефтяных скважинах глубинные насосы устанавливают намного выше забоя. Так, в среднем для месторождения Западной Сибири, при глубине скважины 2500 м уровень жидкости в ней устанавливается на отметке 800 м, а насос спускают на глубину до 1200 м. При этом возможности воздействия на пласт весьма ограничены, т.к. невозможно создать глубокую депрессию из-за наличия столба жидкости ниже приема насоса.

Целью изобретения является повышение эффективности воздействия в призабойной зоне нефтяных скважин, оборудованных погружными насосами.

Для достижения поставленной цели при воздействии на призабойную зону, включающем оттеснение газом уровня скважинной жидкости в кольцевом пространстве между эксплуатационной и подъемной колоннами с одновременным отбором жидкости глубинным насосом, установленным в скважине на подъемном колонне, и последующую разрядку скважины через кольцевое пространство, в скважине на подъемной колонне устанавливают глубинный насос с хвостовиком, имеющим обратный клапан, а уровень скважинной жидкости оттесняют газом до отметки ниже приема глубинного насоса. Возможен вариант оттеснения жидкости до забоя скважины.

Оттеснение жидкости при работающем насосе, на приеме которого установлен хвостовик, обеспечивает возможность снижения ее уровня значительно ниже приема насоса, что позволяет увеличить глубину депрессии на пласт при разрядке скважины.

Для воздействия на призабойную зону пласта в процессе эксплуатации скважины для оттеснения уровня жидкости может быть использован газ, отделенный (отсепарированный) от скважинной жидкости и накапливаемый на устье в межтрубном пространстве при работе насоса.

Отсутствие в известных источниках информации описаний способов воздействия на призабойную зону, существенные признаки которых совпадали бы с отличительными признаками заявляемого способа, свидетельствуют о его новизне и наличии изобретательского уровня.

На чертеже дана схема реализации способа.

Способ может быть использован при освоении скважины и в процессе ее эксплуатации.

В скважине (эксплуатационной колонне) 1 устанавливают подъемную колонну 2 со штанговым глубинным насосом 3, на приеме которого установлен хвостовик 4 с обратным клапаном 6.

Для освоения скважины в межтрубное пространство 5 подают компримированный газ и включают в работу насос 3. При оттеснении уровня жидкости глушения до максимального или заданного (более высокого) уровня компрессор отключают, межтрубное пространство подключают к выкидной линии и разряжают скважину резким сбросом давления.

Глубина депрессии увеличивается за счет суммирования депрессии, создаваемой при освоении скважины компрессором, и депрессии, создаваемой насосом. Совместная работа компрессора и насоса с хвостовиком обеспечивает более глубокое оттеснение уровня жидкости в межтрубном пространстве 5. Клапан 6 препятствует сливу жидкости при разрядке скважины и, тем самым, увеличивается величина и длительность депрессий на пласт.

Практически при работающем насосе компрессором можно оттеснить уровень жидкости в межтрубном пространстве до башмака хвостовика. Таким образом, при разрядке скважины в атмосферу величина депрессии на пласт будет близка к пластовому давлению.

При использовании известного способа [2] величина депрессии на пласт будет значительно ниже. Она уменьшается на величину противодавления столба жидкости, находящейся в скважине ниже насоса.

При глубине скважины по вертикали 2500 м и глубине спуска насоса 1500 м, характерных для Западной Сибири, величина депрессии по известной технологии составит не более 150 атм. а по предлагаемой порядка 250 атм.

Для воздействия на пласт в процессе эксплуатации скважины к затрубному пространству подключают компрессор и давлением нагнетаемого газа снижают в нем уровень нефти значительно ниже приема насоса. При последующей разрядке скважины происходит интенсивный приток жидкости из пласта.

В процессе эксплуатации воздействие на пласт может быть осуществлено без применения компрессоров. В межтрубном пространстве 5 накапливают газ, выделяющийся из скважинной жидкости (газонефтяной смеси) и оттесняющий ее до заданного уровня, при достижении которого скважину разряжают. Если на устье затрубья скважины установить клапан предельного давления, воздействия на пласт могут многократно повторяться в автоматическом режиме. При накоплении давления газа на устье до расчетной величины клапан открывается, и давление "сбрасывается" в нефтесборный коллектор. После снижения давления на устье затрубья клапан закрывается, и вновь происходит накопление газа за счет сепарации.