способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления

Формула изобретения

1. Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, включающий спуск на насосно-компрессорных трубах корпуса устройства с пакером в скважину, установку и проверку пакера на герметичность, спуск и посадку струйного насоса в корпусе устройства, вызов притока созданием многократных депрессий на пласт, проведение исследований и обработок продуктивного пласта, отличающийся тем, что для создания депрессий применяют прямую и обратную схему циркуляции рабочей жидкости, цикл исследований и обработок пласта проводят за один спуск-подъем подземного скважинного оборудования, проверку пакера на герметичность осуществляют в начальный момент вызова притока из пласта скважины, а для спуска в скважину и подъема на поверхность струйного насоса используют транспортные поршневые свабы.

2. Устройство для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, содержащее связанный с колонной труб полый корпус с выполненными в нем радиальными каналами, установленный в полости корпуса струйный насос, обратный клапан с глубинными регистрирующими приборами и пакер, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью спуска в скважину и подъема на поверхность струйного насоса гидравлическим способом с использованием поршневых транспортных свабов, обратный клапан имеет шток с пружиной, струйный насос выполнен со вставкой, в верхней части оборудован замковым механизмом, выполненным с возможностью присоединения вместо него штока с пружиной и обратным клапаном для смены циркуляции рабочей жидкости с прямой на обратную, при этом замковый механизм имеет подпружиненные упоры, рабочее сопло струйного насоса снабжено тарированной опрессовочной заглушкой, а транспортные поршневые свабы снабжены раскрепляющим и установочным шпинделями, выполненными с возможностью взаимодействия со вставкой струйного насоса.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что тарированная опрессовочная заглушка выполнена из легкосплавного материала.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения скважин, исследования пластов и интенсификации нефтегазовых притоков.

Известен способ гидродинамических исследований пласта путем многократного вызова притока и регистрации кривых восстановления давления, заключающийся в спуске устройства без струйного насоса в эксплуатационную колонну совместно с пакером, запакеровании скважины, проверке пакера на герметичность, транспортировке на каротажном кабеле вставки струйного насоса и установке его путем создания давления в насосно-компрессорных трубах, производстве работ по исследованию скважин [1].

Недостатками данного способа являются использование только прямой схемы циркуляции рабочей жидкости, а также необходимость выполнения спуско-подъемных операций при помощи каротажного кабеля и необходимость выполнения дополнительной операции по спуску и подъему на кабеле клапана для опрессовки пакера. Указанные недостатки существенно сужают эксплуатационные возможности способа, т.к. для спуска и подъема используют каротажные подъемники, что делает невозможным применение способа для исследования наклонно-направленных скважин. Кроме того, при многократных обработок пласта существенно снижаются показания датчиков давления из-за засорения загрязняющими материалами полости клапана, предназначенного для записи восстановления пластового давления.

Известен способ вызова притока пластового флюида, заключающийся в спуске в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах корпуса устройства совместно с пакером, затем разобщении затрубного пространства пакером, проверке герметичности пакера, спуске и подъеме на каротажном кабеле опрессовочного клапана, а затем спуске на кабеле струйного насоса с обратным клапаном и установке его путем создания давления в посадочное гнездо и проведении работ по исследованию и интенсификации пласта [2].

Наиболее близким устройством этого назначения к заявленному устройству по совокупности признаков является устройство для вызова притока пластового флюида, включающее полый корпус с каналами и связанный с колонной труб, установленный в корпусе струйный насос, блок регистрирующих приборов, обратный клапан, пакер, фиксатор [2].

Недостатки известного способа и устройства заключаются в узких эксплуатационных возможностях, ограниченности работы в скважинах, где эксплуатационные колонны спрессованы на низкие рабочие давления по причине применения одного типа струйного насоса обратной схемы циркуляции жидкости, а также требуются значительные затраты материальных средств и производительного времени при извлечении насоса, спуске и подъеме клапана для опрессовки пакера с помощью лебедки на грузонесущем каротажном кабеле.

Задачами, на решение которых направлены заявляемые способ и устройство, являются проведение широкого комплекса гидродинамических и геофизических исследований, отбора глубинных проб, вторичного вскрытия перфорацией, различных и многократных обработок пласта с целью повышения продуктивности скважины, улучшение экологической обстановки на месторождениях, а также значительное снижение материально-технических и трудовых затрат на производстве.

Поставленные задачи можно решить за счет достижения технического результата, который заключается в расширении эксплуатационных возможностей и сокращении сроков освоения скважины.

Указанный единый технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - способу достигается тем, что в известном способе освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, включающем спуск на насосно-компрессорных трубах корпуса устройства с пакером в скважину, установку и проверку пакера на герметичность, спуск и посадку струйного насоса в корпусе устройства, вызов притока созданием многократных депрессий на пласт, проведение исследований и обработок продуктивного пласта, для создания депрессий применяют прямую и обратную схему циркуляции рабочей жидкости, цикл исследований и обработок пласта проводят за один спуск - подъем подземного скважинного оборудования, проверку пакера на герметичность осуществляют в начальный момент вызова притока из пласта скважины, а для спуска в скважину и подъема на поверхность струйного насоса используют поршневые транспортные свабы.

Указанный технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - устройству достигается тем, что в известном устройстве для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, содержащем связанный с колонной труб полый корпус с выполненными в нем радиальными каналами, установленный в полости корпуса струйный насос, обратный клапан с глубинными регистрирующими приборами и пакер, оно выполнено с возможностью спуска в скважину и подъема на поверхность струйного насоса гидравлических способом с использованием поршневых транспортных свабов, обратный клапан имеет шток с пружиной, струйный насос выполнен со вставкой, в верхней части, оборудован замковым механизмом, выполненным с возможностью присоединения вместо него штока с пружиной и обратным клапаном для смены схемы циркуляции рабочей жидкости с прямой на обратную, при этом замковый механизм имеет подпружиненные упоры, рабочее сопло струйного насоса снабжено тарированной опрессовочной заглушкой, а транспортные поршневые свабы снабжены раскрепляющим и установочным шпинделями, выполненными с возможностью взаимодействия со вставкой струйного насоса.

Кроме того, тарированная опрессовочная заглушка выполнена из легкосплавного материала.

Именно заявленное использование поршневых транспортных свабов, снабженных установочными и раскрепляющими шпинделями, для спуска в скважину и подъема на поверхность струйного насоса гидравлическим способом; замкового механизма для применения схем прямой и обратной циркуляции рабочей жидкости, а также проверка герметичности пакера с помощью срывной, тарированной опрессовочной заглушки в начальный момент вызова притока из пласта скважины обеспечивают получение единого технического результата. Это позволяет сделать вывод о том, что заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретения, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - устройство для освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков предназначено для осуществления другого заявленного объекта группы - способа освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, при этом оба объекта группы изобретений направлены на решение одних и тех же задач с получением единого технического результата.

Наличие отличительных от прототипа признаков позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна". Причем все признаки являются существенными, т.к. отсутствие любого из них не позволит достигнуть указанный технический результат.

Использование гидравлического способа для спуска и подъема струйного насоса, а также применение прямой и обратной схем циркуляции рабочей жидкости расширяют эксплуатационные возможности в связи с отсутствием наземного оборудования для каротажных и геофизических подъемников и возможностью применения в наклонно-направленных и низкодебитных скважинах. Применение для проверки пакера и насосно-компрессорных труб срывной тарированной опрессовочной заглушки значительно сокращает сроки освоения, исследования скважин.

Сравнение заявленного решения с другими техническими решениями не позволило выявить в них признаки, совпадающие с отличительными признаками от выбранных прототипов для каждого объекта заявленной группы изобретений. Следовательно, каждый из объектов заявленной группы изобретений соответствует условию "изобретательский уровень".

На фиг. 1 и 2 изображено устройство для осуществления способа освоения, исследования скважины и интенсификации нефтегазовых притоков прямой и обратной схемы циркуляции рабочей жидкости; на фиг. 3 и 4 - разрезы А-А, Б-Б, на фиг. 1 и 2; на фиг. 5 и 6 - принципиальные схемы работы устройства.

Устройство для освоения, исследования скважины и интенсификации нефтегазового притока (фиг. 1 и 2) устанавливается на насосно-компрессорные трубы 1 и содержит корпус 2, струйный насос прямой и обратной схем циркуляции рабочей жидкости 3, обратный клапан 4.

Корпус 2 состоит из верхнего 16 и нижнего 17 переводников, имеет полую конструкцию, в теле которой расположены каналы В, Г, Д, а также нижнее опорное седло 32 для посадки струйного насоса 3.

Струйный насос 3 включает рабочее сопло 9 с тарированной опрессовочной заглушкой 10, камеру смешения и диффузор 11, и окно Ж. Герметичность посадки струйного насоса 3 в корпусе 2 обеспечивают уплотнители 33. Струйный насос 3 удерживается в верхнем переводнике 16 корпуса 2 за счет замкового механизма 5, в котором упоры 6, подпружиненные двухходовой радиальной пружиной 23, входят в зацепление с выточкой М. Замковый механизм 5 также состоит и включает в себя верхнюю подвижную телескопическую гайку 19, к которой на осях 7 крепятся упоры 6, средней подвижной втулки 18, пружин 27 и 28, внутренний замковый и межвтулочный пазы 22, 36, а также опорная поверхность О для замковых упоров 6 и внутренней цилиндрической упорной поверхности С.

Установка и раскрепление струйного насоса 3 в корпусе 2 осуществляются транспортным поршневым свабом 8, содержащим шпиндели 12, 13, резиновую манжету 31 и наконечник 34. Установочный 12 и раскрепляющий 13 шпиндели транспортного поршневого сваба 8 имеют в своих боковых поверхностях шпоночный паз 21, шпонку 20, подпружиненную пружиной 24, цилиндрическую выточку H, нижнюю цилиндрическую поверхность П, основания установочного 12 шпинделя и нижнюю плоскую поверхность Р, основания раскрепляющего шпинделя 13.

Струйный насос 3 в нижней части оборудуется подпружиненным обратным клапаном 4. Обратный клапан 4 включает шток 15, который крепится к струйному насосу 3, пружину 29, буртик 30 для ограничения нижнего хода клапана 4 по штоку 15. При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 садится на конусное гнездо 35 в нижнем переводнике 17 корпуса устройства 2. К штоку 15 в нижней части подсоединяется глубинный измерительный прибор 14 (манометр или термометр, пробоотборник и т.д.). Осуществление способа и работа устройства производятся следующим образом.

Корпус 2 без струйного насоса 3 спускают в эксплуатационную колонну 26 (фиг. 5 и 6) на насосно-компрессорных тубах 1 совместно с пакером 25 и устанавливают на расчетной глубине. После разобщения затрубного пространства 3 через загерметизированный на устье лубрикатор в насосно-компрессорные трубы 1 (трубное пространство К фиг. 5 и 6) на транспортном поршневом свабе 8 сбрасывают струйный насос 3 с обратным клапаном 4 и глубинным прибором 14 (фиг. 1). При этом струйный насос 3 может использоваться прямой (фиг. 1 и 5) или обратной схем циркуляции ( фиг. 2 и 6) рабочих жидкостей, в зависимости от состояния скважины, величины давления опрессовки эксплуатационной колонны, условий освоения и вызова притока пластового флюида, регламентации величин, создаваемых на продуктивный пласт депрессий, а также планируемых мероприятий по интенсификации нефтегазового притока как с помощью струйного насоса, того или иного типа, так и в комплексе с химическими методами обработок пласта. Например: растворами кислоты, щелочи, поверхностно-активными веществами и т.д.

Всю вышеописанную вставку струйного насоса 3 транспортируют к корпусу 2 устройства по трубному пространству К (фиг. 5) насосно-компрессорных труб 1 (фиг. 1 и 5) на поршневом транспортном свабе 8, с установочным шпинделем 12 (фиг. 1). Таким образом, струйный насос 3 и удерживается на шпинделе 12 посредством подпружиненной шпонки 20, введенной во внутренний замковый паз 22, а подпружиненные двухходовой радиальной пружиной 23 замковые упоры 6 находятся в вертикальном положении и своими нижними основаниями опираются на верхнюю поверхность О средней подвижной втулки 18 замкового механизма 5 (фиг. 1). Струйный насос 3 с обратным клапаном 4 и глубинным прибором 14 поступает к корпусу 2 с помощью поршневого транспортного сваба 8 по колонне насосно-компрессорных труб 1 под собственным весом, или под действием гидравлического потока жидкости, развиваемого наземным насосным агрегатом.

Свидетельством осуществления посадки вставки струйного насоса 3 в корпус 2 будет являться истечение расчетного времени падения (опускания) ее в столбе скважинной жидкости или повышение рабочего давления прокачки на наземном насосном агрегате. При этом струйный насос 3 садится в нижнее опорное седло 32, а обратный клапан 4 на конусную поверхность гнезда 35 нижнего переводника 17 корпуса устройства 2. Затем производится проверка герметичности пакера 25 и колонны насосно-компрессорных труб 1, созданием давления в затрубное пространство 3 (фиг. 5 и 6), в 1,5 раза превышающего расчетное рабочее давление. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из трубного пространства К определяется герметичность пакера 25 и насосно-компрессорных труб 1. Далее, наземным насосным агрегатом создается определенное расчетное давление в трубное пространство К (фиг. 5 и 6), соответствующее величине срывного усилия тарированной опрессовочной заглушки 10 (фиг. 1), с рабочего сопла 9 струйного насоса 3. Под действием давления жидкости поршневой транспортный сваб 8 перемещается вниз и шпиндель 12 своей нижней цилиндрической поверхностью П (фиг. 1) упирается на внутреннюю поверхность С замкового механизма 5. Под действием усилия, передающегося с цилиндрической выточки Н установочного шпинделя 12 на верхнюю поверхность телескопической гайки 19, она начинает перемещаться и сжимать пружину 27. Далее сжимающее усилие передается на среднюю подвижную втулку 18 замкового механизма 5, она в свою очередь сжимает пружину 28. Одновременно, опорная поверхность О освобождается от нижних оснований замковых упоров 6 и они под действием двухходовой радиальной пружины 23 поворачиваются на своих осях 7 и своими верхними основаниями входят в зацепление с выточкой М верхнего переводника 16 корпуса 2, а подпружиненная пружиной 24 в пазе 21 шпинделя 12 шпонка 20 отжимается нижней и верхней поверхностями замкового паза 22, выходит из своего с соединения и вместе со шпинделем 12 перемещается вниз до упора его на внутреннюю поверхность О замкового механизма 5.

Таким образом, происходят посадка, установка и крепление струйного насоса 3 в корпусе устройства 2, а также срыв легкосплавной, тарированной опрессовочной заглушки 10 с рабочего сопла 9 и вымыв ее потоком жидкости, в данном случае в затрубное пространство 3 (фиг. 1 и 6) через камеру смешения, диффузор 11, канал Ж.

В дальнейшем, при переключении насосного агрегата на подачу рабочей жидкости в затрубное пространство, он развивает перепад давления между затрубным 3 и трубным К пространствами (фиг. 5). Жидкость, проходя по каналам В, Ж, через диффузор и камеру смешения 11, рабочее сопло 9 струйного насоса 3 и канал Д корпуса устройства 2 воздействует своим напором на поршневой транспортный сваб 8, резиновую манжету 31 и, таким образом, поднимает указанный сваб совместно со шпинделем 12 по трубному пространству К насосно-компрессорных труб 1 на поверхность. В лубрикаторе, оборудованном специальным ловильным устройством (на фигурах не изображено) поршневой транспортный сваб 8 захватывается за наконечник 34 и извлекается из фонтанной устьевой арматуры скважины.

Все перечисленные операции по проверке герметичности насосно-компрессорных труб 1, пакера 25, установке струйного насоса 3 в корпусе 2, а также подъем поршневого транспортного сваба 8 на поверхность аналогичны и для случая применения струйного насоса 3 (фиг. 2 и 5) обратной схемы циркуляции рабочей жидкости.

С помощью наземного агрегата рабочая жидкость подается в трубное пространство К насосно-компрессорных труб 1 к струйному насосу 3 (фиг. 1 и 6). В случае, если используется струйный насос обратной схемы промывки, то рабочая жидкость подается к струйному насосу 3, в межтрубное пространство 3 между эксплутационной колонной 26 и насосно-компрессорными трубами 1 (фиг. 2 и 5). Движение жидкости в струйных насосах прямой и обратной схем промывки показано стрелками (фиг. 5 и 6).

На фиг. 1 и 6 рабочая жидкость Q_р проходит через каналы Д, сопло 9, камеру смешения и диффузор 11, окно Ж, каналы В в межтрубное пространство 3 и оттуда на устье скважины. На фиг. 2 и 5 рабочая жидкость Q_р движется через каналы В, сопло 9, камеру смешения и диффузор 11, окно Ж, каналы Д в трубное пространство К насосно-компрессорных труб 1 и оттуда на поверхность.

Нагнетаемый поток рабочей жидкости Q_р, истекая с высокой скоростью из сопла 9, эжектирует из подпакерной зоны Л (фиг. 5 и 6) пластовой флюид Q_н, который через каналы Г корпуса 2 поступает в камеру смешения и диффузор 11, где происходит смешение рабочей Q_р и эжектируемой Q_н жидкостей. Смешанный поток Q_с = Q_р +Q_н из диффузора поступает в межтрубное пространство 3 и на поверхность 9 (фиг. 1 и 6), или через каналы Д в трубное пространство К, и по насосно- компрессорным трубам 1 поднимается к устью скважины (фиг. 2 и 5).

При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 из-за разности давлений в подпакерной зоне Л (фиг. 5 и 6) и на приеме в корпусе 2, в каналах Г (фиг. 1 и 2) находится открытым, в верхнем положении так, что между клапаном 4 и его посадочным конусным гнездом 35 в нижнем переводнике 17 корпуса устройства 2 образуется зазор, по которому проходит поступающий из пласта флюид Q_н. При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружины 29, а также давления гидростатического столба жидкости клапан 4 перемещается по штоку 15, садится и упирается в посадочное гнездо 35, упорный буртик 30, тем самым герметизируя подпакерную зону Л от трубного К и межтрубного 3 пространства. С этого момента начинается регистрация глубинным прибором 14 кривой восстановления пластового давления, температуры, отбора герметизированной пробы пластового флюида пробоотборником и т.д.

Процесс исследования продуктивного пласта путем вызова притока с помощью струйного насоса 3 с регистрацией кривых восстановления давления, температуры, отбора глубинных проб может повторяться многократно, до получения требуемой информации о гидродинамических характеристиках пласта, отсутствия механических примесей в поступающей на поверхность жидкости, до стабилизации дебита насыщающего пласт флюида.

В случае необходимости подъема глубинного прибора, термометра, пробоотборника 14, с целью предварительного заключения о исследуемом пласте, вставку струйного насоса 3 требуется поднять на поверхность. Если исследуемый пласт характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами и продуктивностью, то работы по освоению, исследованию скважины продолжаются с применением струйного насоса 3 обратной схемы циркуляции жидкости (фиг. 2 и 5). Через устьевой лубрикатор в насосно-компрессорные трубы 1 (трубное пространство К фиг. 5 и 6) к корпусу устройства 2 потоком жидкости от наземного насосного агрегата подается поршневой транспортный сваб 8 с раскрепляющим шпинделем 13. Раскрепляющий шпиндель 13 по отношению к шпинделю 12 имеет большую длину и диаметр, выполнен цельным без цилиндрических выточек и также содержит подпружиненную радиальной пружиной 24 в пазе 21 шпонку 20. Основание раскрепляющего шпинделя 13 имеет конусную поверхность Р (фиг.2). Свидетельством захода раскрепляющего шпинделя 13 поршневого транспортного сваба 8 в замковый механизм 5 струйного насоса 3 является повышение давления при прокачке жидкости на наземном насосном агрегате. При заходе в замковый механизм 5 шпиндель 13 своим нижним основанием, конусной поверхностью Р создает усилие на нижние основания замковых упоров 6. Упоры 6 при этом поворачиваются на своих осях 7 и своими верхними основаниями выходят из зацепления с выточкой М верхнего переводника 16 корпуса 2. Одновременно плотно соприкасаясь при входе своей боковой поверхностью с внутренними поверхностями верхней телескопической гайки 19 и средней подвижной втулки 18, шпиндель 13 приводит их в движения за счет воздействия на пружины 27, 28. При этом замковые упоры 6 под действием двухходовой радиальной пружины устанавливаются в вертикальное транспортное положение и их нижние основания упираются на опорную поверхность О средней подвижной втулки 18, а также сокращается зазор во внутреннем замковом межвтулочном пазе 36 (фиг.2). В данный момент подпружиненная пружиной 24 шпонка 20 шпинделя 13 заходит во внутренний замковый паз 22, конусное основание Р шпинделя 13 устанавливается на внутреннюю цилиндрическую поверхность С замкового механизма 5 струйного насоса 3. Таким образом, осуществляется раскрепление замкового механизма 5 струйного насоса 3 в корпусе устройства 2. Подъем вставки струйного насоса 3 на поверхность при помощи поршневого транспортного сваба 8 с раскрепляющим шпинделем 13 осуществляется аналогично выше описанному подъему поршневого транспортного сваба 8 с установочным шпинделем 12.

Переоборудование струйного насоса 3 прямой промывки на струйный насос 3 обратной схемы циркуляции жидкости, или наоборот, производится следующим образом. К струйному насосу 3 прямой схемы циркуляции жидкости (фиг. 1) вместо замкового механизма 5 присоединяется шток 15 с пружиной 29 и обратным клапаном 4, а на место штока 15 с обратным клапаном 4 к струйному насосу 3 устанавливается замковый механизм 5. Для струйного насоса обратной промывки (фиг.2) схема его переоснастки в струйный насос 3 прямой промывки аналогична вышеописанной для фиг. 1. При этом конструкция корпуса устройства 2, каналы В, Г, Д, выточки М для зацепления замковых упоров 6 в верхнем переводнике 16, нижнее опорное седло 32, уплотнители 33, конусное гнездо 35 под обратный клапан 4 в нижнем переводнике 17 корпуса 2 обеспечивают работу вставок струйного насоса 3 прямой и обратной схемы циркуляции рабочей жидкости. Таким образом, в предлагаемом устройстве путем смены расположения при соединении обратного клапана 4 и замкового механизма 5 к струйному насосу 3 можно изменить тип струйного насоса на прямую схему циркуляции жидкости или обратную. Данная функциональная возможность существенно увеличивает эксплуатационные характеристики струйного насоса, а именно улучшает работу наземного насосного оборудования, снижая при работе их мощностные нагрузки, расширяет диапазон величин депрессий, создаваемых на продуктивные пласты, обеспечивает условия фонтанирования скважины по насосно-компрессорным трубам, а также повышается качество геологической информации при освоении, исследовании скважин и интенсификации нефтегазовых притоков.

В случае отсутствия притока при освоении и исследовании скважины с помощью струйного насоса производятся повторная перфорация продуктивного пласта и обработка его химическими реагентами: растворами кислот; щелочными растворами; глинокислотой, поверхностно-активными веществами и т.д. В данном случае в скважину опускают через полый корпус 2 устройства перфораторы на кабеле. После вскрытия пласта в корпус устройства 2 транспортируется на поршневом свабе 8 с установочным шпинделем 12 струйный насос 3 без обратного клапана 4 (обратной схемы циркуляции рабочей жидкости, фиг.2) После подъема на поверхность поршневого транспортного сваба 8 с установочным шпинделем 12 приступают к обработке пласта химическими растворами. Наземный насосный агрегат закачивает по насосно-компрессорным трубам 1 в трубное пространство К требуемый химический раствор. По достижении нижней границей химического раствора в трубном К пространстве корпуса устройстве 2 межтрубное пространство 3 на устьевой фонтанной арматуре герметизируется закрытием задвижек (не показано). При этом химические растворы проходят в корпусе устройства 2 по каналам Д, Ж, диффузору и камере смешения 11 струйного насоса 3, по каналам Г корпуса 2 поступает в подпакерное пространство Л, и оттуда наземным насосным агрегатом продавливаются в пласт.

В случае, если пласт характеризуется низкой приемистостью и рабочее давление обработки превышает величину давления опрессовки эксплуатационной колонны 26, на рабочем сопле 9 струйного насоса 3 (обратной схемы циркуляции рабочей жидкости) устанавливается гидравлически тарированная опрессовочная заглушка 10. Заглушка 10 исключает проникновение химических растворов в межтрубное пространство 3 и гидравлическое воздействие на эксплуатационную колонну 26 при обработке пласта. При этом струйный насос 3 с заглушкой 10 на рабочем сопле 9 перед обработкой пласта спускается (сбрасывается) к корпусу устройства 2 через устьевой лубрикатор в трубное пространство К насосно-компрессорных труб 1. Поршневой транспортный сваб 8 с установочным шпинделем 12 для закрепления струйного насоса 3 в корпусе устройства 2 подается потоком жидкости в насосно-компрессорные трубы 1 в процессе продавки наземным насосным агрегатом химического раствора в продуктивный пласт. После окончания обработки пласта наземным насосным агрегатом создается расчетное давление в затрубное пространство 3, под действием которого тарированная опрессовочная легкосплавная заглушка 10 срывается с рабочего сопла 9 и потоком жидкости вытесняется через камеру смещения и диффузор 11, каналы Ж струйного насоса 3, каналы Д корпуса устройства 2, и оттуда в трубное пространство К насосно-компрессорных труб 1. Одновременно гидравлическим напором потока рабочей жидкости на поверхность поступает поршневой сваб 8 с установочным шпинделем 12 и в этот же момент включается в работу струйный насос 3. Таким образом, операции по срыву опрессовочной заглушки 10 и подъему поршневого транспортного сваба 8 совпадают с процессом очистки пласта, удалением продуктов реакции химических растворов с материалом пласта и насыщающими его флюидами. В данном случае струйный насос 3 без обратного клапана 4 работает в режиме заданной на пласт депрессии, а при остановках на прискважинную зону воздействуют репрессионные нагрузки от давления гидростатического столба жидкости. В практике нефтегазопромысловых работ, при освоении скважин струйными насосами, возможность дренирования пластов в указанном выше режиме является главной составляющей эффективного способа очистки продуктивных пластов от фильтров буровых и цементных растворов, своевременного удаления из них продуктов реакций при обработках, с целью интенсификации нефтегазовых притоков.

Использование предлагаемого способа освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройства для его осуществления в сравнении с известными решениями позволит на производстве решать следующие задачи: сократить сроки освоения скважин, исследования продуктивных пластов и интенсификации нефтегазовых протоков путем исключения из общего цикла работ спускоподьемных операций подземного скважинного оборудования;

снизить материально-технические затраты, сократить трудозатраты по причине оперативной смены типов вставок струйного насоса, для смены их конструктивных узлов, проверки герметичности пакеров и насосно-компрессорных труб, подбора соотношений размеров рабочих насадок и камер смешения, завода часовых механизмов глубинных приборов, разрядки пробоотборников с помощью гидравлических поршневых транспортных свабов без использования на промыслах тросово-кабельных тяг специальных геофизических подъемников;

повысить полноту и качество геолого-промысловой информации с возможностью осуществления термогидродинамических и геофизических исследований продуктивных пластов, отбора герметизированных глубинных проб пластовых флюидов;

проводить широкий комплекс мероприятий по интенсификации нефтегазовых притоков с возможностью вторичного вскрытия пластов перфораторами спускаемыми на кабеле через данное устройство, с последующими многократными обработками продуктивных пластов различными химическими растворами;

осуществлять оперативный контроль за режимно-технологическими параметрами освоения скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, а по изменению фильтрационно-емкостных свойств пластов, получаемых при регистрации кривых восстановления давления, можно своевременно влиять на технологические режимы, эффективно проводить работы по увеличению продуктивности скважин;

улучшить экологическую обстановку на месторождениях, т.к. применение предлагаемого способа и устройства позволяет оперативно вмешиваться в технологический процесс в случае фонтанного выброса - подключением к промысловому коллектору, а если скважина разведочная, - оперативно заглушить выброс утяжеленными жидкостями и, следовательно, нефть не разливается на поверхности.

В 1996 - 1997 г.г. предлагаемый способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазового притока и устройство для его осуществления прошли испытание на промыслах Западно-Сибирского региона в следующих нефтяных скважинах: N 705 Мало-Салымсого месторождения; N 3076 Лазаревского месторождения; N 3996 Таежной площади; NN 21330 и 121342 Уренгойского газоконденсатного месторождения.

До проведения работ предлагаемым способом и устройством в скважине N 705 Мало-Салымского нефтяного месторождения, из пласта "Баженовской свиты", залегающего в интервале 2961 - 3068 м, при обычном компрессорном освоении скважины притока из пласта не было получено. После освоения скважины гидродинамических исследований продуктивного пласта и интенсификации притока с помощью указанного способа и устройства в скважине был получен фонтанирующий приток нефти дебитом 50 м³/сут, на режиме 8 мм штуцера.

В эксплуатационной скважине N 3076 Лазаревского месторождения произвели полный комплекс работ по освоению и интенсификации с подъемами струйного насоса и глубинного прибора на поверхность с помощью поршневого транспортного сваба. В результате проведенных работ из пласта "П", залегающего в интервале 2130 - 2131,5 м, получен промышленный приток нефти дебитом 4,8 м³/сут, при депрессии на пласт, равной 4.0 МПа. Скважина переведена в механизированный фонд и в настоящее время находится в эксплуатации.

В эксплуатационной скважине N 3996 Таежной площади в результате проведенных работ с помощью способа освоения, исследования и интенсификации нефтегазовых притоков и устройства для его осуществления, получен приток нефти дебитом 12,5 м³/ сут, при депрессии на пласт 3,7 МПа. Скважина в настоящее время также находится в эксплуатации.

В скважине N 21330 Уренгойского газоконденсатного месторождения, из-за очень низких коллекторских свойств пласта "БУ" 12/1 и поглощения цементного раствора при креплении скважины вызвать приток пластового флюида с помощью струйного насоса не удалось.

До проведения работ рекомендуемым способом и устройством в скважине N 121342 Уреногойского газоконденсатного месторождения из пласта "БУ" 12/1, залегающего в интервале 2979 - 2983 м получен приток нефти дебитом 0,15 м³/сут при динамическом уровне жидкости, равном 1100 м. После освоения скважины, гидродинамических исследований и интенсификации с помощью данного способа и устройства из продуктивного пласта получен приток нефти дебитом 3,12 м³/сут, при депрессии на пласт 20,2 МПа.

Экономическая эффективность от внедрения предлагаемого устройства на производстве будет достигаться за счет следующего:

отсутствия при работах на скважинах каротажной техники и исследовательских операторских лебедок "Яковлева";

спуск - подъем вставок струйного насоса совместно с глубинным манометром, термометром и пробоотборником с помощью поршневых транспортных свабов;

проверки герметичности насосно-компрессорных труб и пакера с помощью срывной тарированной заглушки, устанавливаемой на рабочем сопле струйного насоса в процессе его работы;

возможностью быстрой смены струйного насоса на тот или иной тип циркуляции рабочей жидкости;

отсутствием необходимости подъема забойного скважинного оборудования при вторичном вскрытии и различных обработках продуктивных пластов.

Предлагаемый экономический эффект от применения устройства освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазового притока на одной скважине-операции составит около 25 млн. руб.

Источники информации

1. А.С. СССР N 1264638, МКИ E 21 B 49/00, 1983 г.

2. Патент РФ 2015317 МПК E 21 B 49/00, 1994 г., прототип.