способ очистки скважины

Формула изобретения

Способ очистки скважины, включающий разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, разобщение пространства колонны труб выше пакера подпружиненным клапаном, отличающийся тем, что дополнительно выполняют сообщение пространства колонны труб выше подпружиненного клапана с межтрубным пространством скважины, разобщение колонны труб выше места сообщения с межтрубным пространством плунжером с клапаном, отбор жидкости из пространства колонны труб выше плунжера с клапаном и из межтрубного пространства до установления текущего давления в скважине, повышение давления в колонне труб с устья скважины, передачу давления к подпружиненному клапану, открывание подпружиненного клапана и сообщение подпакерного пространства с межтрубным пространством.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении и восстановлении дебита эксплуатационных скважин, в частности, для интенсификации притоков пластовых флюидов.

Известны способ воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления, в котором создают депрессию от двух источников с задержкой времени срабатывания второго источника. При срабатывании первого источника депрессии организуют создание репрессии на забое скважины. При срабатывании второго источника депрессии организуют создание репрессии в колонне насосно-компрессорных труб с направлением воздействия к устью скважины. Устройство включает корпус насоса в виде соединенных двух цилиндров, верхнего большего диаметра и нижнего меньшего диаметра с отверстиями в верхней части и с клапаном-отсекателем и перфорированным патрубком с заглушенным концом в нижней части, и двухступенчатый плунжер, состоящий из верхнего плунжера большего диаметра с нагнетательными клапанами и нижнего меньшего диаметра с заглушенными концами. Плунжеры соединены между собой посредством переводника (Патент РФ № 2188310, опубл. 27.08.2002).

Недостатком известного технического решения является то, что плунжер насоса находится значительно выше призабойной зоны, что способствует затуханию ударной волны по достижению зоны перфорации. Кроме того, импульсы от гидроударов через жесткую металлическую насосную штангу передаются на головку балансира станка-качалки, что может вызвать его поломку.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ освоения нефтяной скважины, включающий спуск в скважину обсадной колонны с фильтром, цементирование скважины, разрушение полых заглушек, очистку призабойной зоны пласта с использованием насосно-компрессорных труб, спуск глубинного насоса и запуск скважины в эксплуатацию. Фильтр снабжен выступающими за корпус полыми заглушками с вязкопластичным веществом. Заглушки разрушают путем спуска срезающей воронки, входящей в состав одной из частей устройства для создания депрессии на пласт. Оно включает пакер, корпус, шаровой клапан, перфорированный патрубок. Устройство спускают на колонне насосно-компрессорных труб и используют для очистки призабойной зоны пласта. Для этого 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 колонны насосно-компрессорных труб, 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. Другую часть устройства для создания депрессии на пласт, включающую шток, пружину и втулку, поднимают на поверхность и приступают к спуску глубинного насоса. Достигается сохранность коллекторских свойств продуктивного пласта, экономия времени и материальных средств (Патент РФ № 2199658, опубл. 27.02.2003 - прототип).

Недостатком известного способа является одноразовое его использование для очистки скважины, при котором может не быть достигнута качественная очистка околоскважинной зоны.

В предложенном изобретении решается задача повышения времени депрессионного воздействия, возможности циклического создания депрессии, многоразовость депрессии.

Задача решается тем, что способ очистки скважины, включающий разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины, разобщение пространства колонны труб выше пакера подпружиненным клапаном, отличается тем, что дополнительно выполняют сообщение пространства колонны труб выше подпружиненного клапана с межтрубным пространством скважины, разобщение колонны труб выше места сообщения с межтрубным пространством плунжером с клапаном, отбор жидкости из пространства колонны труб выше плунжера с клапаном и из межтрубного пространства до установления текущего давления в скважине, повышение давления в колонне труб с устья скважины, передачу давления к подпружиненному клапану, открывание подпружиненного клапана и сообщение подпакерного пространства с межтрубным пространством.

Сущность изобретения

Очистка скважины, перфорационных отверстий и околоскважинной зоны является актуальной задачей, т.к. несмотря на большое количество существующих технических решений до настоящего времени не разработано способа регулированного по величине, многократного воздействия, приводящего к качественной очистке околоскважинной зоны. В предложенном изобретении решается задача повышения времени депрессионного воздействия, возможности циклического создания депрессии, многоразовость депрессии, регулирование воздействия по величине. Задача решается следующим образом.

В скважине собирают компоновку, представленную на фиг.1.

Устройство состоит из цилиндрического корпуса (цилиндра) 1, на который с одной стороны с помощью муфты 2 навернут корпус сбивного клапана 3 со сбивным штифтом 4, а с другой стороны с помощью муфты 5 - перфорированный патрубок 6. На перфорированный патрубок 6 с помощью муфты 7 навернут пакер 8 с хвостовиком 9. Внутри цилиндра 1 расположен плунжер 10 с клапаном 11, который закреплен на плунжере 10 держателем 12. На держатель 12 навернут шток 13. В перфорированный патрубок 6 установлено клапанное устройство 14, состоящее из корпуса 15, навернутого на него седла 16, тарельчатого клапана 17 со штоком 18, пружин 19 и тарелки-держателя 20. Установку спускают в скважину 21 на колонне насосно-компрессорных труб 22 и «сажают» на пакер 8 в зоне перфорации скважины.

Постановкой пакера 8 выполняют разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта. Колонной насосно-компрессорных труб 22 осуществляют сообщение подпакерного пространства с устьем скважины. Клапанным устройством 14 производят разобщение пространства колонны труб 22 выше пакера 8 подпружиненным клапаном. Перфорированным патрубком 6 выполняют сообщение пространства колонны труб 22 выше подпружиненного клапана 14 с межтрубным пространством скважины 21. Плунжером 10 с клапаном 11 выполняют разобщение колонны труб 22 выше места сообщения с межтрубным пространством. Передачу давления к подпружиненному клапану выполняют посредством штока 13 и штока 18.

Устройство работает следующим образом.

При уравновешенных давлениях жидкостей в колонне насосно-компрессорных труб 22 и скважины 21 клапанное устройство 14 уже закрыто с помощью пружин 19 и исключено поступление жидкости из пласта в верхнюю зону над пакером 8. При отборе жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 22 (с помощью насоса и других устройств) клапан 11 открывается и жидкость из межтрубного пространства скважины 21, пройдя через перфорированный патрубок 6, держатель 12, клапан 11, плунжер 10 и корпус сбивного клапана 3, поступает в колонну насосно-компрессорных труб 22. По мере снижения уровня жидкости в скважине 21 возрастает разность давлений над пакерной и под пакерной зонами, что, в свою очередь, сильнее прижимает тарельчатый клапан 17 к седлу 16, т.е. установка самоуплотняется.

После достижения заданной разности давлений над пакерной и под пакерной зонами отбор жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 22 прекращают. При этом клапан 11 закрывается, исключая поступление жидкости из колонны насосно-компрессорных труб 22 обратно в полость скважины 21. При подаче определенного давления в полость колонны насосно-компрессорных труб 22 плунжер 10 начинает движение вниз и, упираясь штоком 13 в шток 18 тарельчатого клапана 17, создает усилие, стремясь открыть тарельчатый клапан 17. При превосходстве этого усилия от суммарной силы пружин 19 и силы давления в полости хвостовика 9 тарельчатый клапан 17 резко открывается и жидкость из пласта через хвостовик 9, клапанное устройство 14 и перфорированный патрубок 6 устремляется в полость скважины 21. Чем выше была разность давлений над пакерной и под пакерной зонами до срабатывания тарельчатого клапана, тем выше скорость, расход и время перетекания пластовой жидкости. Таким образом, изменяя разность давлений при обработке, можно регулировать силу воздействия на пласт.

Создавая пульсирующие колебания давления разной частоты в полости колонны насосно-компрессорных труб 22 и тем самым открывая клапанное устройство 14 согласно этим частотам, установка позволяет производить обработку пласта резонансным методом на удаленных от скважины участках.

После обработки производится разпакеровка установки, создание сливного отверстия путем сбивания сбивного штифта 4 для слива жидкости из полости колонны насосно-компрессорных труб 22 и подъем установки на дневную поверхность.

При применении предложенного устройства для очистки нефтедобывающих скважин была отмечена высокая эффективность очистки околоскважинной зоны без пескопроявления, после очистки дебит скважин увеличивается в 2-4 раза.

Применение предложенного устройства позволит решить задачу снижения пескопроявления при воздействии, регулирования величины депрессионного воздействия и осуществления воздействия по мере необходимости.