способ освоения нефтяной скважины

Формула изобретения

Способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным выступающими за корпус фильтра полыми заглушками с вязкопластичным веществом, цементирование скважины, разрушение полых заглушек путем спуска срезающей воронки, очистку призабойной зоны пласта с использованием насосно-компрессорных труб (НКТ), спуск глубинного насоса и запуск скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что для срезания заглушек используют воронку, входящую в состав одной из частей устройства для создания депрессии на пласт, включающей пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок, которое спускают на НКТ и используют для очистки призабойной зоны пласта, для чего его после разрушения срезающей воронкой концов полых заглушек опускают до забоя скважины, затем производят отключение продуктивного пласта от вышележащей части скважины, создают депрессию на пласт путем сообщения зоны скважины напротив продуктивного пласта с внутренним пространством НКТ, находящимся под атмосферным давлением, после чего упомянутую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок со срезающей воронкой, оставляют в скважине, а другую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую шток, пружину и втулку, поднимают на поверхность и приступают к спуску глубинного насоса.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при вторичном вскрытии продуктивных пластов в режиме депрессии.

Известен способ освоения нефтяной скважины, включающий создание перфорационных каналов в обсадной колонне и цементном кольце в зоне продуктивного пласта, разгерметизацию его и запуск скважины в работу (1).

Недостатком способа является то, что между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию существует временной разрыв, который составляет от нескольких суток до нескольких месяцев. Это приводит к тому, что во время ожидания запуска продуктивный пласт поглощает скважинную жидкость, резко ухудшая свои фильтрационные свойства, что в конечном итоге снижает его продуктивность.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) со срезающей воронкой, разрушение концов полых заглушек и спуск глубинного насоса (2).

В известном способе временной разрыв между операциями разгерметизации пласта и запуском скважины в эксплуатацию сокращен, но он все же существует. Кроме того, в случае выхода насоса из строя его необходимо поднять на поверхность и спустить другой насос. В процессе этих спуско-подъемных операций происходят гидроудары, которые приводят к интенсивному проникновению в продуктивный пласт как скважинной жидкости, так и всевозможных загрязнений, находящихся в ней, что ухудшает его коллекторские свойства и фактически вызывает необходимость осуществления повторных операций по очистке пласта. А это приводит к дополнительному задалживанию значительного количества времени и расходованию материальных средств.

Задачей изобретения является создание способа, обеспечивающего сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта при минимальных расходах времени и материальных средств при вторичном вскрытии и освоении нефтяной скважины.

Указанная задача решается предлагаемым способом, включающим спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, снабженным полыми заглушками с вязкопластичным веществом, выступающими за корпус фильтра, цементирование скважины, спуск в скважину НКТ со срезающей воронкой, разрушение воронкой полых заглушек и спуск глубинного насоса.

Новым является то, что на НКТ вместе со срезающей воронкой в скважину спускают устройство для создания депрессии на пласт, включающее пакерующий элемент, устанавливаемое выше срезающей воронки, и после срезания последней концов полых заглушек устройство для создания депрессии опускают до забоя скважины и производят отключение продуктивного пласта от вышележащей части скважины, а затем создают депрессию на пласт путем сообщения зоны скважины напротив продуктивного пласта с внутренним пространством НКТ, находящимся под атмосферным давлением, после чего устройство, кроме пакерующего элемента, поднимают на поверхность, спускают глубинный насос и запускают скважину в эксплуатацию.

На чертеже изображен продольный разрез устройства для создания депрессии на пласт, используемого при осуществлении предлагаемого способа.

Устройство состоит из штока 1, внутри которого в верхней части находится глухая поперечная перегородка 2, выше и ниже которой расположены радиальные каналы 3. В нижней части штока выполнен вертикально-горизонтальный направляющий паз 4. С наружной стороны штока в зоне радиальных каналов установлена втулка 5 с цилиндрической выборкой 6 внутри. Одним концом втулка упирается в пружину 7, а она, в свою очередь, - в кольцевой выступ 8, а другим - в расширяющий конус 9. Последний контактирует с уплотнительным элементом 10 пакера, корпус 11 которого соединен со штоком 1 срезаемым элементом 12, предохраняющим от несанкционированного проворота их относительно друг друга, и снабжен перегородкой 13 с продольными каналами 14. Корпус 11 пакера выполнен ступенчатым и соединен с перфорированным патрубком 15, на уступе соединения 16 которых находится шаровой клапан 17. На другом конце перфорированного патрубка установлена срезающая воронка 18 с гребенкой 19. Расширяющий конус 9 соединен со штоком 1 срезаемым элементом 20. Сопрягаемые поверхности устройства снабжены уплотнительными элементами 21. В корпус 11 пакера ввернуты стопорные винты 22 (не менее двух), свободные концы которых находятся в горизонтальной части направляющих пазов 4. Стопорные винты 22 выполнены достаточно прочными, они испытывают значительные осевые нагрузки и в процессе работы не разрушаются.

Длины перфорированного патрубка 15 и корпуса 11 пакера берутся из расчета, чтобы при установке устройства в скважине отверстия перфорированного патрубка находились ниже, а пакер был выше продуктивного пласта.

Колонну обсадных труб спускают в скважину с таким расчетом, чтобы фильтр 23 с установленными в нем полыми заглушками 24, заполненными вязкопластичным веществом 25 (например, парафином, гудроном и т.д.), находился напротив продуктивного пласта. Цементирование производят по обычной технологии.

После схватывания цементного раствора вскрытие и освоение продуктивного пласта осуществляют следующим образом.

Устройство в собранном виде на ПКТ спускают в скважину до упора на забой, при этом воронка 18 срезает головки полых заглушек 24, и колонну НКТ со штоком поворачивают по часовой стрелке. Срезаемый элемент 12 разрушается, а стопорный винт 22 из горизонтальной части паза 4 попадает в вертикальную часть. Шток 1, расширяющий конус 9 и втулка 5 перемещаются вниз, происходит запакеровка пакера, а затем и разрушение срезаемого элемента 20 и дальнейшее опускание штока 1 относительно втулки 5. При этом верхние и нижние радиальные каналы 3 соединяются между собой в цилиндрической выборке 6 и тем самым происходит сообщение зоны напротив продуктивной части пласта с внутренним пространством НКТ, которое находится под атмосферным давлением.

За счет значительной разности давлений происходит мгновенная депрессия, цементный камень (его толщина 4-5 мм) напротив отверстий, где были установлены заглушки, разрушается, происходит резкий выброс жидкости и вместе с ней закупоривших поры пласта веществ. При этом достигается глубокая депрессия на продуктивный пласт и высокий уровень очистки призабойной зоны пласта, т. к. величину депрессии можно создавать практически любую, и ограничением здесь могут быть лишь прочностные характеристики обсадной колонны, цементного кольца и скелета породы продуктивного пласта.

Депрессию на пласт можно регулировать путем долива расчетного объема жидкости в НКТ.

После проведения операции по очистке пласта одну часть устройства поднимают на поверхность, а именно: шток 1, пружину 7 и втулку 5. Последняя при этом возвращается в исходное положение, т.е. перекрывает верхний ряд радиальных каналов 3 и предотвращает переток в скважину жидкости и шлама из НКТ. Другая часть устройства, включающая пакер 9 и 10, корпус 11, перфорированный патрубок 15 со срезающей воронкой 18 и шаровым клапаном 17, остается в скважине. В процессе подъема ПКТ в скважину доливают жидкость.

После подъема в скважину спускают глубинный насос и запускают ее в эксплуатацию.

Применение предлагаемого способа позволит сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта от отрицательного воздействия скважинной жидкости и загрязнений, находящихся в стволе скважины, при подъеме устройства на поверхность, при спуске и подъеме насосов и т.д. Исключается необходимость проведения повторных операций по очистке призабойной зоны скважины. Все это приведет к значительной экономии материальных средств и обеспечит высокую продуктивность скважины.

Использованная информация

1. Аналог. А.С. 1754885, МКИ Е 21 В 43/11, 1992.

2. Прототип. Патент РФ 2108447, МКИ 6 Е 21 В 43/00, 43/11, 1998.