способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта

Формула изобретения

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, включающий спуск колонны труб в скважину, установку башмака колонны труб, оборудованного кавитационным генератором, в интервале продуктивного пласта и закачку рабочего агента, отличающийся тем, что осуществляют промывку забоя, закачку и продавку в пласт углеводородного растворителя, при этом башмак колонны труб оборудуют интегральным кавитационным генератором, количество рабочих диффузоров которого составляет от двух до четырех пар, расположенных перпендикулярно к оси ствола скважины и направленных попарно по касательной к стенке ствола скважины под углом 30-60°, а закачку рабочего агента осуществляют при депрессии, в режиме срывной кавитации и одновременном возвратно-поступательном перемещении кавитационного генератора в интервале перфорированной толщины пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны продуктивного пласта добывающих и нагнетательных скважин.

Известны кавитационные генераторы колебаний давления жидкости, работающие в режиме периодически срывной кавитации, представляющие собой трубки Вентури с входным соплом и диффузором (Пилипенко В.В. Кавитационные колебания. Киев: Наукова думка, 1989).

Известен способ обработки продуктивных пластов за счет подачи обрабатывающего агента насосом через размещенную в скважине колонну труб и кавитационный генератор, представленный трубкой Вентури, направленной по оси ствола скважины (Меламед Ю.А. Гидроимпульсная технология - большие возможности и широкий спектр применения. Разведка и охрана недр. - М.: Недра, 1993., 6, с.19. Патент РФ №2070286, МКИ Е21В 43/26, 97). Однако этот способ имеет серьезный недостаток при расположении продуктивных пластов на глубине тысяча и более метров реализовать эффективный процесс кавитации не представляется возможным из-за высокого статического давления.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению известен способ, где работа кавитационного генератора совмещена с работой глубинного струйного насоса (патент №2224883), который обеспечивает понижение давления на забое и тем самым создает условия для работы кавитационного генератора. Недостатком данного способа является то, что единственный диффузор кавитационного генератора направлен по оси ствола скважины. Поэтому энергия кавитационного поля, создаваемая генератором, лишь частично направлена на продуктивный пласт. Основная часть энергии распространяется вдоль ствола скважины и поглощается столбом жидкости. Кроме этого, генератор в процессе обработки находится на одном месте, следовательно, удаленные от генератора участки продуктивного пласта получают значительно меньшее воздействие, а при больших толщинах пласта и вовсе остаются без воздействия.

Техническая задача. Повышение продуктивности скважины за счет увеличения мощности кавитационного поля, направления энергии кавитационного поля непосредственно на продуктивный пласт при одновременной защите эксплуатационной колонны от разрушения и воздействия кавитационным полем на продуктивный пласт в состоянии депрессии.

Предлагаемое техническое решение направлено на повышение эффективности обработки продуктивного пласта по всей его толщине за счет того, что осуществляют промывку забоя, закачку и продавку в пласт углеводородного растворителя, при этом башмак колонны труб оборудуют интегральным кавитационным генератором, количество рабочих диффузоров которого составляет от двух до четырех пар, расположенных перпендикулярно к оси ствола скважины и направленных попарно по касательной, под углом 30-60° к стенке ствола скважины, а закачку рабочего агента осуществляют при депрессии, в режиме срывной кавитации и одновременном возвратно-поступательном перемещении кавитационного генератора в интервале перфорированной толщины пласта.

Способ осуществляют следующим образом: промывку забоя скважины от грязи осуществляют водным раствором МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002. После этого в скважину закачивают и продавливают в пласт расчетное количество углеводородного растворителя (миапром, дистиллят, толуол, гексановая фракция и др.). Поднимают башмак колонны труб до середины ствола скважины и с помощью сваба снижают уровень жидкости в стволе скважины до значения, соответствующего забойному давлению. Поднимают колонну труб, оборудуют башмак колонны интегральным кавитационным генератором, спускают его в скважину и устанавливают в интервал подошвы продуктивного пласта. На устье колонну труб обвязывают с насосным агрегатом с помощью высоконапорного шланга или любым другим способом, обеспечивающим перемещение колонны труб вверх и вниз в процессе закачки рабочего агента, и подвешивают на крюке подъемной установки. Насосный агрегат закачивает рабочий агент (вода, водный раствор ПАВ) в колонну труб на режиме, обеспечивающем процесс срывной кавитации в генераторе. В это время подъемник медленно перемещает колонну труб с генератором от подошвы пласта до кровли, а затем также медленно опускает от кровли до подошвы и т.д. Если толщина продуктивного пласта больше высоты подъема установки, то обработку производят частями. Время воздействия должно быть не менее одного часа на каждый метр толщины продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения.

Испытания способа были произведены на скважине №7403 Сармановской площади НГДУ «Джалильнефть», ОАО Татнефть.

Геолого-техническая характеристика скважины:

1. Продуктивный горизонт	Д1
2. Искусственный забой	1791 м
3. Интервал перфорации	1751-1756 м
4. Пластовое давление	13,5 МПа
5. Дебит жидкости	7,7 м3 /сут
6. Обводненность продукции	52,3%
7. Статический уровень	516 м
8. Динамический уровень	1206 м

Выполнение технологии

1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1791 м).

2. Водным раствором МЛ-81 0,2% концентрации промыли забой и ствол скважины.

3. В колонну НКТ закачали и продавили в пласт 4 м ³ углеводородного растворителя.

4. Подняли башмак колонны НКТ в интервал 1100 м и произвели свабирование (снижение уровня жидкости в скважине) до 1000 м.

5. Подняли колонну НКТ и оборудовали башмак колонны интегральным кавитационным генератором с тремя парами диффузоров, направленных по касательной к стенкам ствола скважины, под углом 45°.

6. Спустили колонну НКТ в скважину и установили генератор в интервал 1756 м.

7. На устье колонну НКТ обвязали с насосным агрегатом АН-700 с помощью высоконапорного шланга с запасом длины 7 м.

8. Всасывающий шланг насосного агрегата оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (водный раствор МЛ-81. Концентрация МЛ-81 в воде 0,01%).

9. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 22 МПа (расчетный режим работы генератора для данной глубины скважины). Одновременно с помощью подъемной установки начали медленно перемещать генератор к кровле пласта. Достигнув кровли, интервал 1751 м, остановили подъем и начали медленный спуск генератора к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение шести часов. После завершения операции воздействия на пласт колонну труб подняли, демонтировали генератор, промыли скважину нефтью, спустили насосное оборудование и пустили скважину в работу. Через десять дней работы скважины выполнили гидродинамические исследования и установили:

1. Дебит жидкости составил	12 м3/сут
2. Обводненность продукции снизилась до	40%
3. Статический уровень вырос до	383 м
4. Динамический уровень поднялся до	1112 м

Таким образом, в результате кавитационного воздействия на продуктивный пласт скважины №7403 дебит нефти увеличился в два раза и составил 6 т/сут.