способ гидроударного воздействия на призабойную зону нефтяной скважины

Формула изобретения

1. Способ гидроударного воздействия на призабойную зону нефтяной скважины, предусматривающий повышение давления в колонне насосно-компрессорных труб до разрушения установленной в ней диафрагмы, отличающийся тем, что до разрушения диафрагмы понижают уровень жидкости в затрубном пространстве оттеснением его сжатым газом под давлением, а вслед за разрушением диафрагмы осуществляют сброс давления сжатого газа в затрубном пространстве.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в колонне насосно компрессорных труб ниже основной устанавливают дополнительную диафрагму, а полость между диафрагмами герметизируют, при этом дополнительную диафрагму рассчитывают на разрушение от гидроудара при разрушении основной диафрагмы от повышения давления в колонне насосно-компрессорных труб.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для увеличения притока жидкости на забой скважины.

Известны способы гидроударного воздействия на пласт [1] предусматривающие установку в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) устройства для аккумулирования энергии и повышение в НКТ давления до величины, обеспечивающей срабатывание устройства. Сброс жидкости из полости НКТ обеспечивает создание импульсного давления на призабойную зону.

Из известных наиболее близким к заявляемому является способ гидроударного воздействия на пласт [2] предусматривающий установку в колонне НКТ разрушаемых диафрагм и повышение давления над диафрагмой до ее разрушения, при этом избыточное давление передается на пласт и приводит к образованию в нем микротрещин.

К недостаткам известных способов гидроударного воздействия следует отнести то, что после частичного или полного смыкания микротрещин со временем проницаемость пласта снижается и может стать ниже первоначальной из-за засорения твердыми частицами, образующимися от породы пласта при разрушении от гидроудара.

Технической задачей, решаемой изобретением, является повышение эффективности гидроударного воздействия на пласт.

Эта задача решается тем, что при гидроударном воздействии на пласт в призабойной зоне нефтяной скважины, предусматривающем повышение давления в колонне НКТ до разрушения установленной в ней мембраны, предварительно понижают уровень жидкости в затрубном пространстве оттеснением его сжатым газом, а в период гидроударного воздействия на пласт осуществляют сброс давления в затрубном пространстве.

Эффективность гидроудара повышается за счет установки в НКТ дополнительной (второй) диафрагмы и образования герметичной полости между ними.

Резкий сброс давления в затрубье непосредственно за образованием в нем микротрещин обеспечивает интенсивную очистку не только микротрещин, но и прилегающих к ним зон пласта. Сброс давления на скорости смыкания микротрещин существенно не сказывается, а конечная проницаемость пласта значительно возрастает.

На фиг. 1 приведена схема скважины, оборудованной для реализации способа; на фиг. 2 график зависимости давления гидроудара от расстояния между диафрагмами в НКТ.

В нефтяную скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб 2, в которой установлены диафрагмы 3 и 4 и циркуляционный клапан 5. Верхняя диафрагма 3 рассчитана на разрушение при определенном давлении жидкости сверху, а нижняя диафрагма 4 должна выдерживать давление снизу на глубине ее установки и разрушаться при гидроударе сверху.

Затрубное пространство 6 оборудованной скважины подключают к компрессору, а полость НКТ к силовому насосу (цементировочному агрегату). Уровень жидкости в затрубном пространстве оттесняют сжатым газом, при этом излишек жидкости через циркуляционный клапан 5 и колонну 2 вытесняется на поверхность. После оттеснения жидкости в затрубье в НКТ повышают давление жидкости до величины, при которой происходит разрушение диафрагмы 3. Столб жидкости в НКТ падает вниз и ударяет в диафрагму 4, разрушает ее и передает давление гидроудара на жидкость, находящуюся в скважине в интервале продуктивного пласта, и через перфорацию 7 в пласт 8, что приводит к раскрытию имеющихся и образованию новых микротрещин в призабойной зоне пласта.

Давление гидроудара рассчитывают в соответствии с прочностными свойствами пород и регулируют прочностью диафрагмы и длиной участка свободного падения столба жидкости. Давление гидроудара не должно превышать давление гидроразрыва пород более чем в 2 раза. Через время, достаточное для раскрытия микротрещин, резко снижают давление в затрубье, что приводит к возникновению мгновенной глубокой депрессии на пласт и обеспечивает его максимальную очистку.

В таблице даны соответствия моментов сброса давления в затрубном пространстве с длиной участков свободного падения столба жидкости (расстояние между диафрагмами).

На графике (фиг. 2) дана зависимость давления (Р) гидроудара на призабойную зону пласта от длины участка свободного падения (h) и давления (p) разрушения диафрагмы.

В скважине глубиной 2800 м и с эксплуатационной колонной диаметром 73 мм в насосно-компрессорных трубах (диаметром 53 мм) верхняя диафрагма может быть установлена на расстоянии 20 м от нижней, установленной в башмаке колонны НКТ. Давлением от компрессора уровень жидкости в затрубье снижают с 800 до 1800 м. Повышая давление в НКТ, разрушают верхнюю диафрагму при расчетном давлении 15 МПа. Давление гидроудара на пласт после разрушения нижней диафрагмы составит 25 МПа. Через 3.5 секунд после разрушения нижней диафрагмы сбрасывают давление в затрубном пространстве. По окончании воздействия на пласт скважину вводят в эксплуатацию.