Оценка эффективности воздействия на прискважинную зону пласта по изменению продуктивности скважины

Эффективность мероприятий по увеличению притока пластового флюида с помощью струйных насосов рекомендуется оценивать по кратности увеличения продуктивности скважины h₂ к его первоначальному значению h₁.

Для оценки эффективности проводимых мероприятий по освоению низкодебитных скважин, интенсификации притоков с помощью струйных насосов необходимо в начале провести исследования на 3–4 режимах, каждый продолжительностью 1–2 часа, и по окончании путем закрытия скважины на забое в течение 2 часов записать кривую восстановления пластового давления (КВД). По полученным результатам отстраивают начальную индикаторную характеристику скважины в координатах дебит – забойное давление. Методика позволяет по уклону прямой на графике определять начальный коэффициент продуктивности, а в точке пересечения оси давлений – величину начального пластового давления.

В дальнейшем осуществляются мероприятия по интенсификации притока из пласта, которые включают:

- обработку ПЗП различными химическими составами;

- создание плавных регулируемых депрессий на пласт с помощью струйного насоса;

- дренирование пласта кратковременными депрессиями различной величины.

По окончании данных работ на забое скважины также регистрируется КВД. На графике отстраивается индикаторная характеристика скважины с конечным коэффициентом продуктивности. Отстраивая индикаторные характеристики, оператору нет необходимости в подъеме глубинных приборов из скважины. Многолетняя практика показывает, что снижение забойного скважинного давления при использовании струйного насоса имеет следующую зависимость:

 

,

(5.41)

где – гидростатическое давление жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа; Р_р–рабочее давление на наземном насосном агрегате, МПа; Р_с – забойное скважинное давление, МПа.

Указанная зависимость правомерна при эксплуатации струйных насосов, со следующими конструктивными параметрами:

- диаметр рабочего насадка d_р=4–5,6 мм;

- диаметр камеры смешения d_с=8–9,5 мм.

При сравнении коэффициентов продуктивности до и после воздействия на ПЗП никаких осложнений не возникает, если индикаторная линия выходит в 0, начало ординат, что соответствует начальному пластовому давлению в залежи. Однако, практика показывает, что в большинстве случаев, в особенности при работе с низкопроницаемыми коллекторами, продолжение прямой до пересечения с осью давлений позволяет определить некоторое значение условного пластового давления, Р_пл.усл., на много меньшего по своей величине установленного для залежи начального пластового.

Обозначим согласно построению на рисунке 5.9.  снятые с начальной индикаторной характеристики до проведения работ по интенсификации притока с помощью струйного насоса, а также – после мероприятий по интенсификации притока.

Будем считать, что  и  есть дополнительные потери давления в прискважинной зоне пласта в следствии скин–фактора.

В случае, если мероприятия по освоению скважины и интенсификации притока осуществляются успешно, то дополнительные потери давления в ПЗП снижаются и соблюдается условие ,

Начальный коэффициент продуктивности скважины:

,

(5.42)

где Q^x₁ – дебит скважины на начальном этапе исследования скважины при забойном давлении Р_с и максимальной депрессии .

После проведения работ по интенсификации притока дебит скважины Q^x₂=Q^x₁+∆Q при тех же значениях Р_с и DР_мах,

 

Рис. 5.9 – К выводу зависимости

Тогда

.

(5.43)

В выражениях (5.42) и (5.43) прибавим и вычтем из знаменателей величину Р_пл и преобразуем их к виду:

,	(5.44)
.	(5.45)

Взяв отношение (5.44) к (5.45) получим:

(5.46)

или

.

(5.47)

Основное назначение проводимых работ на скважине – это повышение её продуктивности и, в конечном итоге, достижение потенциальных возможностей пласта. В данном случае на рисунке 5.9 это будет индикаторная характеристика 3. Тогда конечный коэффициент продуктивности скважины:

.

(5.48)

Следовательно, благодаря правильно спланированным и успешно осуществленным мероприятиям по освоению скважины и интенсификации притока, фильтрационные свойства пород (ФСП) в прискважинной зоне увеличились и сравнялись с ФСП удаленной зоны продуктивного пласта.

Поэтому понятие потенциальной продуктивности скважины отражает следующее:

- равенство проницаемостей прискважинной и удаленной зон пласта;

- отсутствие в ПЗП фильтрационных сопротивлений;

- выход индикаторных характеристик на графиках на величину начального пластового давления в залежи продуктивного пласта.

Проведенные исследования показали изменение состояния прискважинной зоны пластов. Об этом свидетельствуют показания, приведенные в таблице 5.3.

 

Таблица 5.3

 Результаты исследований скважин струйными насосами.

Месторождение	Скважина	Пласт	Интервал перфорации	Жидкость	КВД	Участок	Дебит до остановки, м3/сут	Депрессия, МПа	Pпл, МПа	Гидропроводность, мкм2·см/мП·с	Проницаемость пласта в контуре питания, мкм2
Ендыр ское	Р‒14	ачимовская свита	2660‒2668	вода	1	1	1.9	8.88		0.11382	0.00797
						2	1.9	8.88	26.09	0.07017	0.00491
					2	1	2.1	8.64		0.14537	0.01018
						2	2.1	8.64	26.23	0.20626	0.01444
Кальчин Ское	624 куст 14б	ачимовская свита	2648‒2654, 2658‒2661, 2682‒2688, 2692,5‒2696,5, 2697‒2700, 2705‒2708, 2737‒2740	нефть	1	1	33.6	1.56		15.21001	0.04346
						2	33.6	1.56	23.94	33.52701	0.09579
					2	1	42.0	5.73		8.32209	0.02378
						2	42.0	5.73	23.98	24.76826	0.07077
					3	1	34.0	8.15		7.46586	0.02133
						2	34.0	8.15	24.17	11.08543	0.03167
Кошиль ское	200	Ю1	2426‒2449	нефть	1	1	6.7	13.45		0.91013	0.00518
						2	6.7	13.45	24.05	4.69380	0.02673
					2	1	5.8	3.09		31.27978	0.17812
						2	5.8	3.09	24.11	7.17987	0.04089
					3	1	34.0	Окончание таблицы 5.3   3.54		184.63757	1.05141
						2	34.0	3.54	24.66	10.26577	0.05846
Русское	91	ПК1‒7	889‒893	нефть	1	1	4.8	3.80		0.52924	0.20597
						2	4.8	3.80	8.73	0.73592	0.28641
					2	1/2	0.9	1.51		0.64867	0.25246
Русское	91	ПК1‒7	889‒893, 896‒898, 878‒881	нефть	1	1	4.1	3.13		0.47078	0.02745
						2	4.1	3.13	8.34	1.38476	0.08073
					2	1/2	4.9	1.79	8.47	1.79884	0.10487
Северо‒Демьян ское	36	Ю2	2890‒2895	нефть	1	1	1.9	16.57		0.07883	0.00132
						2	1.9	16.57	30.74	2.29045	0.03848
					2	1/2	1.0	13.84	30.64	0.07328	0.00123
Северо‒Тегусское	Р‒10	Pz	2488‒2521	вода	1	1	5.0	4.31		3.11120	0.00168
						2	5.0	4.31	25.15	0.78271	0.00042
					2	1/2	1.4	0.64	25.09	2.58405	0.00140
Северо‒Тегусское	Р‒10	Ю2+Ю3	2464‒2478	вода	1	1/2	3.6	0.87	24.87	1.76912	0.00154
					2	1/2	2.9	1.10	24.81	2.41634	0.00210
					3	1/2	2.4	1.45	24.76	1.37744	0.00120
Урнен ское	13	КВ+Ю1	2392‒2406, 2364‒2383	нефть	1	1	12.0	3.43		0.46269	0.00699
						2	12.0	3.43	23.01	3.99160	0.06033
					2	1	46.6	9.93		12.47623	0.18856
						2	46.6	9.93	23.26	24.51263	0.37048
Урнен ское	34	ЮВ4	2490‒2506	нефть	1	1	1.9	15.80		0.46067	0.03225
						2	1.9	15.80	24.38	0.04773	0.00334
					2	1	2.1	12.53		0.07555	0.00529
						2	2.1	12.53	24.32	0.86335	0.06043
ЦентральноТаркосалинский ЛУ	Д‒1	Ю1	3382 ‒ 3387	нефть	1	1	11.0	12.95		0.21932	0.01535
						2	11.0	12.95	40.20	2.81329	0.19693
					2	1	4.2	33.57		0.74466	0.05213
						2	4.2	33.57	59.25	0.02944	0.00206

 

5.10 Технические устройства и технологии освоения
и исследования скважин

Рассмотрим способ и устройство для вскрытия, освоения и исследования пласта (рис. 5.10). Для расширения функциональных возможностей струйных насосов за счет возможности проведения многократных обработок пласта, снижения затрат на проведение спускоподъемных операций, разработаны способ и технология проведения работ, которые позволяют провести весь цикл освоения пласта за один спуск‒подъем оборудования.

а)	б)

Рис. 5.10 – Устройство и способ для вскрытия,
освоения и исследования пласта

 

а)

Используя этот способ и устройство, можно за один спуск подземной компоновки проводить вскрытие продуктивного пласта гидропескоструйной перфорацией, а так же его освоение и исследование [15,19].

Устройство спускается на насосно‒компрессорных трубах 1 и включает корпус 2 с осевым каналом 3, втулку 4 с инжекционным отверстием 5, фиксатор 6 и пружину 7, установленные в центральном осевом канале. Струйный насос 8 содержит соединенные между собой рабочую камеру 9, имеющую рабочее отверстие 10, конфузорную камеру 11, имеющую инжекционное отверстие 12 и диффузор 13. Устройство также включает пакер 14 и патрубок 15 с обратным клапаном 16. Обратный клапан 16 установлен в кольцевом канале 17 патрубка 15. В нижней части патрубка 15 выполнены приемные каналы 18. Под патрубком 15 установлен гидропескоструйный перфоратор 19, который имеет осевое отверстие 20 и посадочное седло 21. Кроме того, устройство включает глубинный прибор 22, спускаемый на скребковой проволоке 23 в комплекте с клапаном 24 и запорным элементом 25.

При необходимости, при спуске устройства, ниже пакера 14 могут быть установлены трубы в нужном количестве. Запорный элемент 25 крепят скребковой проволокой 23 к нижнему наконечнику глубинного прибора 22 и устанавливают на устье в специальном приспособлении (не показано), позволяющем спускать и поднимать данное оборудование в скважину при наличии давления в трубном пространстве.

Нагнетательная линия наземного насосного агрегата обвязывается с трубным и межтрубным пространством скважины с возможностью переключения при помощи задвижек.

Глубинный прибор 22 с запорным элементом 25 с помощью неземной лебедки спускают на проволоке 23 в НКТ до посадки элемента 25 на посадочное седло 21 перфоратора 19.

Путем нагнетания абразивной жидкости наземным насосом производят подачу ее на гидропескоструйный перфоратор 19, где она реализуется в виде струй, обладающих достаточной кинетической энергией, способной разрушать обсадную колонну, цементный камень. Таким образом, происходит вскрытие продуктивного пласта гидропескоструйной перфорацией.

Забойное давление при гидропескоструйной перфорации фиксируют глубинным прибором 22. После подъема глубинного прибора 22 и снятия с него информации определяют глубину перфорационных каналов по определенному перепаду давления на насадках перфоратора 19. Вскрытие производят по стандартной методике. После каждой позиции подъем или наращивание труб в скважине осуществляют только после подъема прибора 22 с запорным элементом 25 на поверхность.

После проведения вскрытия гидропескоструйный перфоратор устанавливают в средней части продуктивного пласта. Затем осуществляют операцию по разобщению пласта и межтрубного пространства при помощи пакера. В затрубном пространстве создается необходимое давление с целью проверки герметичности пакера. О герметичности пакера судят по отсутствию давления и выходу жидкости в трубное пространство. Клапан 16 при этом закрыт, а отверстия 10, и 12 струйного насоса перекрыты подвижной втулкой 4.

Далее переходят к освоению скважины. Для этого на верхнюю часть глубинного прибора 22 устанавливают клапан 24, глубинный прибор 22 в комплекте с клапаном 24 спускают на проволоке 23 до посадки клапана 24 на подвижную втулку 4.

При создании давления в НКТ наземным насосом втулка 4 вместе с клапаном 24 и глубинным прибором 22 перемещаются вниз, сжимая пружину 7. Перемещение втулки 4 ограничивается фиксатором 6. При этом боковые инжекционные отверстия 5 и 12 на втулке 4, и на входе в конфузорную, камеру 11 совмещаются, а рабочее боковое отверстие 10 рабочей камеры 9 струйного насоса 8 открывается. Рабочая жидкость прокачивается по колонне НКТ через струйный насос 8 и обеспечивает подсос жидкости из пласта и поступление ее из подпакерного пространства через отверстия 5 и 12 в конфузорную камеру 11. В конфузорной камере 11 рабочая и пластовая жидкость смешиваются и через диффузор 13 выбрасываются в межтрубное пространство, а оттуда поступают на поверхность.

Непосредственно в процессе освоения 4 глубинный прибор 22, посаженный на подвижную втулку 4, с помощью клапана 24 фиксирует в памяти изменение забойных давления и температуры.

Для проведения дополнительного вскрытия гидропескоструйной перфорацией в средней части продуктивного пласта глубинный прибор 22 с шаровым клапаном 24 поднимают на поверхность. К нижнему наконечнику прибора 22 подсоединяют запорный элемент 25, а клапан 24 отсоединяют. Затем глубинный прибор 22 с элементом 25 спускают с помощью наземной лебедки в трубное пространство до посадки элемента 25 на седло 21 перфоратора 19. Длину проволоки, соединяющей наконечник прибора 22 с элементом 25, определяют с таким расчетом, чтобы прибор 22 после спуска находился выше подвижной втулки 4. При этом осевой канал 3 становится открытым для прохождения абразивной жидкости, предназначенной для вскрытия пласта. Герметизация основных узлов 9, 11 и 13 струйного насоса 8 подвижной втулкой 4 исключает возможность размыва деталей при вскрытии и обработках скважины. Процесс вскрытия осуществляют по указанной стандартной методике, но без снятия пакера 14. Отработанная жидкость принимается приемными каналами 18, проходит через полость 17 и через клапан 16 поступает в затрубное пространство и поднимается на поверхность.

При проведении соляно‒кислотной обработки глубинный прибор 22 с запорным элементом 25 поднимается на поверхность.

Перед закачкой кислотных растворов в пласт обратный клапан 16 закрывают созданием дополнительного давления в затрубном пространстве и поддерживают его до конца процесса обработки пласта. После обработки пласта процесс освоения скважины повторяют посредством спуска глубинного прибора 22 с клапаном 24 на подвижную втулку 4. Устройство извлекают из скважины после приведения пакера в транспортное положение.

Для сокращения сроков освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков нами разработано устройство, обеспечивающее возможность вторичного вскрытия пластов перфораторами, спускаемыми на кабеле через данное устройство (рис. 5.11).

 

Рис. 5.11 – Устройство для вызова пластового притока

 

Устройство для вызова притока пластового флюида устанавливается на насосно‒компрессорные трубы 1 и содержит корпус 2, струйный насос 3 и обратный клапан 4. Корпус 2 имеет полую конструкцию, в теле которого расположены каналы Б, В, Г,Д.

Устройство работает следующим образом.

Корпус 2 без струйного насоса 3 спускается в эксплуатационную колонну 16 на насосно‒компрессорных трубах 1 совместно с пакером 17 и устанавливается на расчетной глубине.

После разобщения затрубного пространства пакером 17 на каротажном кабеле спускают опрессовочный клапан, который перекрывает радиальные отверстия в корпусе 2. По отсутствию циркуляции жидкости на устье определяется герметичность пакера и НКТ.

После проверки на герметичность пакера и НКТ опрессовочный клапан поднимается на поверхность и на грузонесущем каротажном кабеле 8 в корпус устройства 2 спускают струйный насос 3 с обратным клапаном 4.

Грузонесущий каротажный кабель герметизируется на устье с помощью лубрикатора.

Путем создания давления в насосно‒компрессорных трубах производится посадка струйного насоса 3 в посадочное гнездо И, при этом упоры 18 под собственным весом фиксируют струйный насос в выточке К корпуса 2.

С помощью наземных насосных агрегатов рабочая жидкость подается в кольцевую полость между эксплуатационной колонной и насосно‒компрессорными трубами к стройному насосу. Движение жидкости в устройстве показано стрелками. Вытекая с большой скоростью из сопла 9, жидкость эжектирует из подпакерной зоны пластовый флюид, который поступает в камеру смешения 10, где происходит смешивание рабочей и эжектируемой жидкости. Смешанный поток поступает в диффузор и оттуда по насосно‒компрессорным трубам на поверхность.

При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 из‒за разности давлений в подпакерной зоне и надпакерном пространстве находится в верхнем положении так, что между клапаном 4 и корпусом 2 появляется зазор, по которому проходит жидкость. При прекращении работы насосных агрегатов под действием пружины 14 и гидростатического давления жидкости обратный клапан 4 возвращается в исходное положение, герметизируя подпакерную зону. С этого момента производится запись кривых восстановления давления, при этом сигнал идет через грузонесущий каротажный кабель 8.

В случае отсутствия притока при циклическом воздействии на пласт проводятся работы по интенсификации притока или повторной перфорации продуктивного пласта. В данном случае в скважину опускают через полый корпус 2 устройства перфораторы на кабеле. После вскрытия и обработки продуктивного пласта снова спускается струйный насос и производится очистка приствольной зоны пласта от продуктов перфорации, фильтрата бурового и цементного раствора.

Использование разработанного устройства позволяет значительно сократить сроки освоения скважин и интенсификации нефтегазовых притоков из‒за предложенной обратной схемы циркуляции рабочей жидкости при работе струйного насоса, а возможность вторичного вскрытия пластов перфораторами, спускаемыми на кабеле через данное устройство, снимает отрицательное влияние жидкости глушения на приствольную зону пластов, что существенно отражается на увеличении продуктивности скважин, а также после вскрытия и при различныхобработках продуктивных пластов не требуется проведения спускоподъемных операций подземного скважинного оборудования.

Для проведения широкого комплекса гидродинамических и геофизических исследований, отбора глубинных проб, вторичного вскрытия перфорацией, различных и многократных обработок пласта с целью повышения продуктивности скважины, улучшения экологической обстановки на месторождениях, а также значительного снижения материально‒технических и трудовых затрат на производстве, авторами книги разработаны устройство и технология для его осуществления (рис. 5.12 и 5.13).

Устройство для освоения, исследования скважины и интенсификации нефтегазового притока 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.

Установка и раскрепление струйного насоса 3 в корпусе 2 осуществляются транспортным поршневым свабом 8.

Рис. 5.12 – Способ и устройство для освоения, исследования
скважин и интенсификации нефтегазовых притоков
(вариант для прямой схемы циркуляции).

 

Струйный насос 3 в нижней части 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.

С помощью наземного агрегата рабочая жидкость подается в трубное пространство К насосно‒компрессорных труб 1 к струйному насосу 3. 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. Движение жидкости в струйных насосах прямой и обратной схем промывки показано стрелками.

При работе струйного насоса 3 обратный клапан 4 из‒за разности давлений в подпакерной зоне Л и на приеме в корпусе 2, в каналах Г находится открытым, в верхнем положении так, что между клапаном 4 и его посадочным

 

 

Рис.5.13 – Способ и устройство для освоения, исследования
скважин и интенсификации нефтегазовых притоков
(вариант для обратной схемы циркуляции)

конусным гнездом 35 в нижнем переводнике 17 корпуса устройства 2 образуется зазор, по которому проходит поступающий из пласта флюид Qн. При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружины 29, а также гидростатического давления 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.

При необходимости подъема глубинного прибора, термометра, пробоотборника 14, с целью предварительного заключения о исследуемом пласте, вставку струйного насоса 3 требуется поднять на поверхность. Подъем вставки струйного насоса на поверхность осуществляется при помощи поршневого транспортного сваба.

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). 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. 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.

После окончания обработки пласта наземным насосным агрегатом создается расчетное давление в затрубное пространство, гидравлическим напором потока рабочей жидкости поршневой сваб 8 с установочным шпинделем 12 поднимается на поверхность и в этот же момент включается в работу струйный насос 3. В практике нефтегазопромысловых работ, при освоении скважин струйными насосами, возможность дренирования пластов в указанном выше режиме является главной составляющей эффективного способа очистки продуктивных пластов.

Использование разработанной технологии и новой конструкции струйного насоса позволяет:

- сократить сроки освоения скважин, исследования продуктивных пластов и интенсификации нефтегазовых притоков путем сокращения числа спуско‒подъемных операций скважинного оборудования;

- снизить материально‒технические и трудозатраты;

- повысить качество геолого‒промысловой информации с возможностью 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.

В 1990‒х годов разработанный способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазового притока и устройство для его осуществления применялись на промыслах Западно‒Сибирского региона в следующих нефтяных скважинах: № 705 Мало‒Салымсого месторождения; № 3076 Лазаревского месторождения; № 3996 Таежной площади; №№ 21330 и 121342 Уренгойского месторождения.

Результаты приведены в таблице 5.4

Таблица 5.4

 

Результаты освоения скважины струйными аппаратами

 

Месторождение	Скв.	Пласт	Инт. перф.	Q при обыч. освоении, м3/сут	Q при освоен. струйн. нас., м3/сут
Мало‒Салымск.	705	Ю0	2961‒3068	0	50 ‒ на шт. 8 мм
Лазаревское	3076	П	2130‒2131,5	‒	4,8
Таежное	3996			‒	12,5
Уренгойское	121342	БУ‒121	2979‒2983	0,15	3,12

 

Для повышения эффективности очистки и сокращения времени цикла свабирования, а также регистрации изменения забойных давлений глубинным манометром при освоении скважины разработано устройство, сущность которого заключается в том, что поршневые пробки упрощенной конструкции в количестве, соответствующем планируемому числу циклов свабирования, размещают с необходимым уплотнением в НКТ, на поверхности перед спуском в скважину. Процесс очистки и освоения скважины осуществляется последовательным извлечением из скважины поршневых пробок при помощи канатной техники. Это позволяет исключить использование поршней и свабов сложной конструкции (с перепускными каналами, клапанами и грузами утяжелителями) сохранив при этом их технологические функции.

Устройство (рис. 5.14) включает НКТ 1 с фильтром 2 и пакером 3, размещенные в НКТ 1 поршневые пробки 4, выполненные на НКТ 1 дополнительные отверстия 5, расположенные на уровне верхней и нижней границ поршневых пробок 4, коаксиальную камеру 6, размещенную на НКТ 1 в зоне перфорационных отверстий 5, промывочный клапан 7, размещенный над пакером 3, и глубинный манометр 8, установленный под фильтром 2.

После установки пакера на устье скважины монтируется фонтанная арматура и лубрикатор.

Далее приступают к освоению скважины совмещенным с процессом очистки продуктивного интервала от загрязняющих пласт материалов (фильтраты буровых и цементных растворов, продукты реакции от химических обработок пласта).Для этого в скважину через лубрикатор на канате с помощью подъемника спускают шлипсовый ловитель. Шлипсовый ловитель захватывает первую верхнюю поршневую пробку 4. При подъеме поршневой пробки на повышенной передаче лебедки подъемника часть лифтовой жидкости увлекается пробкой и изливается на устье в промывочную емкость. При этом давление в скважине понижается и из пласта начинает поступать приток флюида, который по отверстиям фильтра 2 поднимается через пакер 3, коаксиальную камеру 4 в НКТ. Следующим подъемом очередной поршневой пробки осуществляют откачку пластовой жидкости. Глубинный манометр 8, установленный в хвостовике устройства, осуществляет контроль за процессом освоения скважины. При этом на поверхности при свабировании скважины ведется непрерывный контроль за количеством и качеством поступающей из НКТ жидкости.

При выводе скважины на режим фонтанирования производится отработка и гидродинамические исследования пласта по стандартной методике на режимах установившейся фильтрации.

Экономический эффект от использования разработанного устройства достигается за счет сокращения сроков освоения скважины, повышения качества и полноты геолого‒промысловой информации о продуктивных пластах, а также расширения функциональных возможностей и эксплуатационных характеристик оборудования и повышения его надежности.

Рис. 5.14 – Устройство для очистки, освоения и исследования скважины

1 – НКТ; 2 – фильтр; 3 – пакер; 4 – поршневая пробка; 5 - дополнительные отверстия в НКТ; 6 – коаксиальная камера; 7 – промывочный клапан; 8 – глубинный манометр

 

Для повышения эффективности работ при проведении широкого комплекса гидродинамических и геофизических исследований, повышении продуктивности пласта, а также для снижения материально‒технических и трудовых затрат на производстве автором разработаны способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство, сущность которых, заключается в приближении к продуктивному пласту устройства путем установки струйного насоса под пакером и образования канала для подачи рабочей жидкости к струйному насосу в подпакерное пространство. Установление струйного насоса под пакером повышает качество и количество добываемой промысловой информации в связи с его непосредственным приближением к продуктивному пласту, облегчая тем самым условия приема жидкости и увеличивая всасывающую способность насоса.

Устройство (рис. 5.15 и 5.16) для осуществления способа освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков устанавливается на колонну 1 насосно‒компрессорных труб (НКТ), спускается в эксплуатационную колонну 2 и содержит полый корпус 3 со сквозным осевым и радиальными каналами 4, пакер 5, струйный насос б, канал для подачи рабочей жидкости 7, каротажный кабель 8 и хвостовик 9.

Описываемый способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков и устройство для его осуществления реализуются следующим о