Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей и устройство для его осуществления

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для освоения, исследования скважин, интенсификации притоков. Обеспечивает возможность за одну операцию спуска-подъема осуществить освоение и интенсификацию добычи. Сущность изобретения: способ заключается в приближении гидравлического вибратора к очередному пропластку в интервале перфорации пласта и подаче в него в переменном режиме активной среды наземными насосными агрегатами с отводом ее на поверхность, установке пакера, подаче требуемого химического раствора в выбранном режиме, продавливании его в пласт при создании репрессии, спуске рабочего шара для посадки его в подпакерном струйном насосе и подаче рабочей жидкости. Эту жидкость при прохождении через подпакерный струйный насос смешивают с пластовой жидкостью и инжектируют, скважину дренируют. Все изменения забойного давления фиксируют приборами, установленными в предохранительной камере. Поднимают рабочий шар с подпакерного струйного насоса и спускают якорь с подсоединенным к нему глубинным прибором до посадки в надпакерном струйном насосе. Осуществляют подачу рабочей жидкости в затрубное пространство к надпакерному струйному насосу, создавая разрежение в устройстве. Обеспечивают поступление пластовой жидкости в интервале перфорации продуктивного пласта в надпакерный струйный насос, который инжектирует рабочую жидкость в виде смешанной жидкости и откачивает на поверхность. При этом определяют индикаторные характеристики и коэффициент продуктивности скважины. Прекращают работу наземного насосного агрегата и прекращают приток из пласта. Глубинными приборами осуществляют запись кривой восстановления давления. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении, исследования скважин, интенсификации притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий виброволновое воздействие на призабойную зону пласта с использованием гидродинамического генератора колебаний, снижение давления на забое скважины ниже пластового с одновременньм виброволновым воздействием и повышение давления в отсутствие воздействия, которые производят циклически /RU 2191896 С2, МПК7 E21B 43/25, E21B 28/00, опубл. 2002.10.27/. При этом используют ПАВ и различные химические реагенты и производят непрерывный контроль гидродинамических параметров с помощью автоматизированного многоканального устройства, например на базе микропроцессорной техники.

Недостатком данного способа является решение о необходимости закачивания реагентов в пласт по результатам виброволнового воздействия с использованием гидродинамического генератора на основании гидродинамического тестирования призабойной зоны скважины ступенчатыми измерениями давления и расхода жидкости, что не является рациональным, так как определяющими критериями обработки пласта являются физико-химические свойства горных пород и насыщающих их пластовых флюидов.

Известен способ работы насосно-эжекторной скважинной импульсной установки, включающей подачу по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) активной жидкой среды в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом из пластовой зоны пассивной среды и подачу смеси сред из скважины на поверхность /RU 2107842 С1, МПК6 F04F 5/54, опубл. 1998.03.027/. При этом в начале активную среду подают в гидроимпульсное устройство и производят обработку активной средой в гидроимпульсном кавитационном режиме прискважинной подпакерной зоны с отводом части среды из скважины на поверхность. После окончания обработки прискважинной зоны производят установку пакера в скважине и затем устанавливают в колонне НКТ депрессивную вставку. После чего производят подачу активной среды в активное сопло струйного аппарата и за счет этого откачивают из подпакерной зоны жидкую среду вместе с кольматирующими частицами на поверхность.

Недостатком данного способа является невозможность записи КВД и отсутствие возможности установки глубинных приборов, пробоотборника в предохранительной камере, что снижает эффективность работы данной установки и способа.

Известна насосно-эжекторная скважинная импульсная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб и установленный на колонне струйный аппарат с активным соплом, камерой смешения, диффузором и каналами подвода активной жидкости и пассивной среды /RU 2107842 С1, МПК 6 F04F 5/54, опубл. 1998.03.027/. Дополнительно установка снабжена пакером, центральным обратным клапаном, гидроимпульсным устройством, установленным на колонне труб ниже пакера, системой обратных периферийных клапанов, расположенной на колонне труб между гидроимпульсным устройством и пакером, и блокирующией вставкой, установленной с возможностью замены на депрессивную вставку.

Недостатком известной установки является то, что активное сопло струйного аппарата, расположенного ниже пакера, направлено на пакер и при работе струйного аппарата на резиновый элемент пакера осаждаюся частички кольмантанта из подпакерной зоны пассивной среды. Над пакером образуется пробка, что приводит к его заклиниванию. Кроме того, компоновка известного устройства не позволяет за один спуск-подъем осуществить требуемые операции по освоении, интенсификации нефтегазовых притоков и добычи тяжелых высоковязких нефтей.

Задачей, на решение которой направлены заявляемые способ и устройство, является разработка способа и создание для его осуществления оборудования, позволяющего за один спуск-подъем провести работы по освоению скважин и интенсификации притоков с улучшенными эксплуатационными показателями.

При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении продуктивности нефтяных и газовых скважин, повышении коэффициента продуктивности и проницаемости нефтяных и газовых скважин и их приемистости.

Указанный технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - способ достигается тем, что способ освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей включает проведение следующих операций: спуск в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах устройства со струйным насосом, гидравлическим вибратором, пакера с образованием центрального канала, подачу рабочей жидкости в гидравлический вибратор и обработку прискважинной подпакерной зоны с отводом части пластовой жидкости из подпакерной зоны на поверхность, установку пакера в скважине, подачу рабочей жидкости на сопло струйного насоса и откачку из подпакерной зоны смешанной жидкости на поверхность. Особенностью данного способа является то, что под насосно-компрессорными трубами над интервалом перфорации пласта над пакером устанавливают дополнительный струйный насос. Через трубное пространство насосно-компрессорных труб, центральный канал устройства подают рабочую жидкость в гидравлический вибратор наземными насосными агрегатами в переменном режиме с отводом ее на поверхность, определяют коэффициент приемистости, поднимая и опуская гидравлический вибратор устройства против очередного пропластка в интервале перфорации пласта, повторяя режим обработки гидравлическим вибратором всего интервала перфорации пласта. Закачивают наземными насосными агрегатами по насосно-компрессорным трубам и центральному каналу устройства через пакер требуемый химический раствор, который в вибрационном режиме продавливают в пласт гидравлическим вибратором при создании репрессии. Спускают рабочий шар через насосно-компрессорные трубы и центральный канал устройства до посадки его в струйном насосе, расположенном под пакером, и подают рабочую жидкость, которая, проходя через струйный насос, расположенный под пакером, смешивается с пластовой жидкостью, смешанную жидкость инжектируют, при этом скважину дренируют на различных депрессионных режимах, а все измерения забойного давления в процессе обработки гидравлическим вибратором пласта и освоения скважины фиксируют приборами. Поднимают рабочий шар со струйного насоса, расположенного под пакером, и опускают в трубное пространство насосно-компрессорных труб якорь с глубинным прибором до посадки в дополнительном струйном насосе, подают рабочую жидкость в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб к дополнительному струйному насосу, расположенному над пакером, создавая разрежение в интервале перфорации продуктивного пласта, при этом пластовая жидкость поступает в дополнительный струйный насос, расположенный над пакером, инжектируют рабочую жидкость в виде смешанной жидкости и откачивают на поверхность, при этом определяют индикаторные характеристики и коэффициент продуктивности скважины. Прекращают работу наземного насосного агрегата, обеспечивают посадку якоря на следующее гнездо дополнительного струйного насоса, расположенного над пакером, и приток из пласта прекращают, а глубинными приборами осуществляют запись кривой восстановления давления. Кроме того, рабочую жидкость подают в гидравлический вибратор наземными насосными агрегатами в переменном режиме с отводом ее на поверхность, обрабатывают поверхностно-активным веществом, совмещая и чередуя с малообъемными закачками растворов растворителей, кислот, обрабатывая зону перфорации пласта.

Указанный технический результат по объекту - устройство достигается тем, что устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей содержит установленный на колонне насосно-комперессорных труб корпус устройства, включающий струйный насос, гидравлический вибратор, пакер, с образованием центрального канала, соединяющегося с внутренним пространством насосно-компрессорных труб. Особенностью устройства является то, что оно содержит дополнительный струйный насос, расположенный над пакером, через осевой канал которого проходит центральный канал, предохранительную камеру с глубинными приборами, пробоотборником, расположенную под гидравлическим вибратором. При этом дополнительный струйный насос имеет подвижную втулку с посадочными гнездами, установленную в центральном канале на срезных элементах, с возможностью посадки якоря с глубинными приборами; кольцевую секцию, образованную наружной насосно-компрессорной трубой и центральной насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра, а устройство оборудовано наземными насосными агрегатами для подачи рабочей жидкости в гидравлический вибратор через трубное пространство насосно-компрессорных труб. Кроме того, якорь снабжен шпонками и пружиной, а предохранительная камера имеет боковой канал, в котором расположен клапан, перекрывающий канал для подачи в предохранительную камеру пластовой жидкости.

Именно заявленное использование устройства при проведении операций по освоению, исследованию скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей обеспечивает получение единого технического результата. Это позволяет сделать вывод о том, что заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретения, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей предназначено для осуществления другого заявленного объекта группы - способа освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей, при этом оба объекта группы направлены на решение одной и той же задачи с получением единого технического результата.

При спуске подпакерного насоса повышается продуктивность пласта за счет откачки пассивной среды (смешанной жидкости - смеси пластовой жидкости и кольматирующих частиц), а установка и спуск надпакерного струйного насоса позволяет осуществить более качественные гидродинамические исследования на установившихся режимах, при этом рабочая жидкость подается из трубного пространства НКТ, подпакерному струйному насосу, гидравлическому вибратору через центральный канал устройства. Клапаны, установленные в верхней части пакера, производят эффективную опрессовку пакера, а наличие двух каналов: центрального и кольцевого у пакера обеспечивают устойчивую работу подпакерного струйного насоса. Кольцевая секция позволяет приблизить подпакерный струйный насос к интервалу перфорации пласта и разделить рабочий поток жидкости центрального канала от потока смешанной жидкости, проходящего через кольцевой канал, что обеспечивает устойчивую работу подпакерного струйного насоса, при подаче рабочей жидкости через центральный канал воздействует гидродинамическими импульсами на интервал перфорации пласта и способствует повышению очистки и приемистости пласта.

Работа устройства и способа его осуществления поясняется графически.

На фиг.1 схематично показано устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей.

На фиг.2 - устройство при производстве операции по обработке интервала перфорации пласта рабочей жидкостью посредством гидравлического вибратора.

На фиг.3 - устройство при проведении операции глубокой обработки интервала перфорации пласта увеличенными объемами закачки в скважину химических растворов.

На фиг.4 - устройство при операции вызова притока пластовых флюидов и восстановление естественной проницаемости перфорации пласта.

На фиг.5, 6 - устройство при проведении гидродинамических исследований и регистрации КВД закрытием скважины на забое с целью определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

На фиг.7 изображена картограмма процесса освоения.

Устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи высоковязких нефтей устанавливается на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 и спускается в скважину 2 (фиг.1).

Устройство содержит струйный насос 3, расположенный над пакером (надпакерный струйный насос), пакер 4, кольцевую секцию 5, струйный насос 6, расположеный под пакером 4 (подпакерный струный насос), гидравлический вибратор 7 и предохранительную камеру 8, установленную таким образом, чтобы гидравлический вибратор 7 оказался в интервале перфорации пласта 9. Центральный канал 10 проходит через осевые каналы надпакерного струйного насоса 3, пакера 4, кольцевой секции 5, подпакерного струйного насоса 6 и гидравлического вибратора 7 и соединяется с трубным пространством НКТ.

В центральном канале 10 надпакерного струйного насоса 3 на срезных элементах 11 устанавливается подвижная втулка 12 с посадочным гнездом 13. Для запуска в работу надпакерного струйного насоса 3 через центральный канал 10 в посадочное гнездо 13 подвижной втулки 12 устанавливается якорь 14.

Якорь 14 включает в себя шток 16, пружину 18 на штоке 16 и шпонки 19 с пружиной 20 (фиг.5). С целью контроля параметров процесса освоения скважины, регистрации кривой восстановления забойного давления (КВД) к нижней части штока 16 крепится глубинный прибор 21.

К надпакерному струйному насосу 3 пакер 4 (фиг.6) крепится через блок 25 клапанов, в котором клапаны 26 перекрывают кооксиальные каналы 27 и кольцевой канал 28 пакера 4. Коаксиальные каналы 27 переходят в кольцевую секцию 5, образованную наружными НКТ 30 и центральным НКТ 31 меньшего диаметра, чем наружные НКТ 30. К кольцевой секции 5 крепится подпакерный струйный насос 6. В центральном канале 10 подпакерного струйного насоса 6 на срезных элементах 35 установлена подвижная втулка 36 для посадки рабочего шара 38.

К подпакерному струйному насосу 6 (фиг.2) закреплен гидравлический вибратор 7, имеющий щелевой золотник 39. В центральном канале 10 расположен вращающийся насадок 41 с верхними профилированными лопастями 42 и нижними закручивающимися лопатками 43, радиальными каналами 45 и боковыми каналами 47. К гидравлическому вибратору 7 закреплена предохранительная камера 8 с глубинными приборами и пробоотборником 48.

Работа устройства и осуществление способа освоения, исследование скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей.

Устройство, содержащее надпакерный струйный насос 3, пакер 4, кольцевую секцию 5, подпакерный струйный насос 6, гидравлический вибратор 7, опускают в скважину 2 на НКТ 1 (фиг.2) и устанавливают таким образом, чтобы гидравлический вибратор 7 оказался непосредственно в точке интервала перфорации пласта 9. Место установки гидравлического вибратора 7 для обработки интервала перфорации 9 выбирают предварительно согласно промысловым геофизическим исследованиям (ГИС), которые характеризуются как низкопроницаемые, закольматированные пропластки. Обработка данных толщин пласта по интервалу перфорации 9 импульсами гидродинамического давления гидравлическим вибратором 7 осуществляются снизу-вверх или сверху-вниз путем подъема-спуска НКТ 1 с устройством. При этом на каждом конкретном месте установки гидравлического вибратора 7 производится его привязка по ГИС, гамма-каротажу, магнитному локатору муфт и т.д. Устье скважины 2 оборудуют фонтанной арматурой, лубрикатором, производят расстановку и обвязку наземной техники, опрессовку нагнетательной линии фонтанной арматуры (не показаны). Начинают гидровиброобработку пласта гидравлическим вибратором 7 рабочей жидкостью при рабочих давлениях, создаваемых наземными насосными агрегатами Р_р=4-7 МПа. При этом рабочая жидкость Q_р замыкается в круговую по схеме: насосный агрегат - трубное пространство НКТ 1, центральный канал 10 до гидравлического вибратора 7, где через боковые каналы 47 в затрубное пространство и оттуда на поверхность в мерную емкость (не показана), при прокачке рабочей жидкости Q_p через гидравлический вибратор 7, золотник 39 начинает вращаться, что приводит к генерированию волн давления в интервале перфорации пласта 9. Далее прокачиваемая рабочая жидкость Q_p поступает на верхние профилированные лопасти 42 и раскручивает ориентировочно вправо насадок 41 гидравлического вибратора 7. Рабочая жидкость Q_p, истекая с высокой скоростью из центрального канала вращающегося насадка 41, создает разрежение, которое через радиальные каналы 45 нижней части гидравлического вибратора 7 передается в затрубное пространство. Таким образом, на глубине установки гидравлического вибратора 7 относительно отверстий перфорации пласта 9 образуется зона пониженного давления. Следовательно, исключается отрицательное влияние повышенных репрессионных давлений на пласт при гидрообработке, увеличивается амплитуда импульсов гидродинамического давления, улучшается качество и эффективность очистки интервала перфорации от загрязняющих материалов (фильтрат бурового, цементного раствора, тяжелые соединения асфальтенов, смол, парафина и т.д.). Часть пластовой жидкости Q_н, поступающей в скважину 2 при гидровиброобработке через радиальные каналы 45, смешивается с рабочей жидкостью Q_p и через боковые каналы 47 уже смешанная жидкость Q_с поступает в затрубное пространство. Одновременно с этим рабочая жидкость Q_p и пластовая жидкость Q_н раскручиваются наружной поверхностью золотника 39, что способствует образованию в зоне пониженного забойного скважинного давления Р_заб воронки вращающейся жидкости в затрубном подпакерном пространстве, интервала перфорации пласта 9. Значительная часть энергии импульсов гидродинамического давления через диффузор 46 и конический отражатель 56 направляется радиально интервалу перфорации 9 продуктивного пласта. Согласно технической характеристике наземного насосного агрегата типа ЦА-320 при Р_р=4,0-7,0 МПа с диаметром втулок 100-127 мм и с учетом коэффициента наполнения насоса 0,85 расход рабочей жидкости Q_p при максимальной подаче составит 11-19 л/с. Таким образом, на первоначальном режиме гидровиброобработки в заданной точке интервала пласта чистота импульсов давления составит 150-200 Гц, их амплитуда соответственно 2,0-3,0 МПа.

При этих условиях фильтрационный поток пластовой жидкости подвергается обработке импульсами гидродинамического давления и энергия упругих гидравлических колебаний переносится в пласт, что способствует более быстрой, качественной и эффективной очистке, увеличению проницаемости горных пород в интервале перфорации пласта 9. Возможность привлечения дополнительного расхода к рабочей жидкости значительно снижает эксплутационные нагрузки на наземный насосный агрегат при проведении гидровиброобработки в промысловых условиях. В данном случае с целью повышения качества очистки интервала перфорации пласта 9 от загрязняющих материалов можно оперативно влиять на процесс гидровиброобработки, меняя величины рабочих давлений Р_р, время обработки Т_р, темпы прокачки и расходы рабочей жидкости Q_p.

Чтобы придать отмывающие свойства прокачиваемой рабочей жидкости Q_p, необходимо ее обрабатывать поверхностно-активными веществами (ПАВ). К обработке рабочей жидкости Q_p ПАВ приступают с самого начала процесса гидровиброобработки. По окончании обработки рабочей жидкости Q_p ПАВ определяют начальную приемистость скважины О_пр.нач. в данной конкретной точке установки гидравлического вибратора 7. Для этого герметизируют затрубное пространство на устье скважины 2 и продавливают рабочую жидкость Q_p в интервал перфорации пласта 9. Максимальное рабочее давление продавливания рабочей жидкости Р_{мак.раб.} должно составлять 90% от давления опрессовки Р_опр. эксплуатационной колонны, то есть Р_{мак. раб.}=0,9×Р_опр. Закачка в интервал перфорации пласта раствора ПАВ способствует увеличению угла смачиваемости горной породы, то есть снижаются капиллярные сопротивления. ПАВ разрушают структурный каркас тяжелых соединений парафинов, смол и асфальтенов. В результате снижается динамическая вязкость и улучшается подвижность нефти. В данном случае закачку ПАВ в интервал перфорации пласта необходимо проводить в следующем порядке, плавно увеличивать рабочее давление на наземном насосном агрегате до Р_{мак..раб.}, указанного выше и по возможности быстро осуществлять стравливание давления и излив скважинной жидкости в мерную емкость на устье. При таких условиях в интервале перфорации пласта создаются высокие градиенты давлений репрессий и при разрядке загрязняющие материалы эффективно выносятся потоком жидкости в ствол скважины. Также глубже дренируется интервал перфорации пласта, улучшается гидродинамическая связь скважины с пластом. По количеству оставшейся жидкости в интервале перфорации пласта после проведения цикла закачки ПАВ - разрядка определяют приемистость скважины Q_пр. и коэффициент приемистости:

где Q_пр. - приемистость скважины, м³/сут;

Р_заб. - забойное скважинное давление, МПа;

Р_пл. - пластовое давление, МПа.

В данном конкретном случае после первого режима гидровиброобработки выбранных отверстий интервала перфорации паста 9 и глубине установки гидравлического вибратора 7 будут определены начальные Q_{пр. нач.} - приемистость скважины и η_пр.нач. - коэффициент приемистости. Далее увеличивают рабочее давления P_р на наземном насосном агрегате от 7,0 до 10,0 МПа и приступают ко второму режиму гидровиброобработки, не меняя глубины установки гидравлического вибратора 7. С учетом технической характеристики данного наземного насосного агрегата расход рабочей жидкости Q_p=8-13 л/c, частота импульсов давлений 100-150 Гц, а их амплитуда от 3,0 до 4,0 МПа. После окончания второго режима гидровиброобработки с целью повышения эффективности очистки интервала перфорации пласта от загрязняющих материалов, увеличения зоны дренирования пласта увеличивают количество циклов закачек ПАВ. В результате определенные приемистости и коэффициенты приемистости скважины будут являться текущими данными технологического процесса обработки пласта Q_{пр.2 тек} и η_{пр.2 тек}.

На следующем третьем режиме гидровиброобработки пласта рабочее давление Р_р на наземном насосном агрегате также увеличивается от 10,0 до 15,0 МПа. При этом Q_p=4-8 л/с, частота импульсов давлений 50-100 Гц, а их амплитуда от 4,0-6,0 МПа. После проведения данного режима гидровиброобработки пласта количество циклов закачек в интервал перфорации пласта ПАВ также увеличивают относительно предыдущего режима обработки. По полученным данным Q_пр.,нач, ... Q_{пр.тек.η} и η_пр,нач. ... η_{пр.η тек}, _η (где n - номер режима, цикла) оперативно оценивают эффективность проведенного этапа работ. Критерием, определяющим эффективность, является стабилизация указанных параметров в процессе гидровиброобработки прискважинной и удаленной зоны продуктивного пласта в данном интервале перфорации. При этом учитывается качественный и количественный состав рабочей жидкости, содержание в ней пластовых флюидов, механических примесей, загрязняющих материалов и т.д. С целью расширения комплекса химических обработок на данном этапе работ циклические закачки ПАВ в интервал перфорации пласта можно совмещать, чередовать с малообъемными закачками растворов растворителей, кислот и т.д. Для повышения качества и полноты геолого-промысловой информации, определения гидродинамических характеристик пласта, состояния интервала перфорации пласта, ее размеры, границы, скважину в начале и в конце работ по гидровиброобработке необходимо герметизировать (закрывать) на устье с целью регистрации на поверхности и на забое кривых падения давлений (КПД). Технологические параметры процесса гидровиброобработки, величины рабочих давлений Р_р, количество режимов и циклов η_р, η_ц, время их выдержки Т_р, Т_у регламентируются геолого-техническими условиями строительства скважины, качеством цементирования эксплуатационной колонны, прочностными характеристиками горных пород продуктивного пласта, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, наличием и расположением в разрезе водоносных горизонтов и т.д. Режимно-технологические параметры также конкретно и оперативно регулируются в промысловых условиях по мере эффективности проведения данного этапа работ. Далее НКТ 1 опускают или поднимают и устанавливают гидравлический вибратор 7 на следующей заданной глубине против очередного низкопроницаемого пропластка в интервале перфорации продуктивного пласта 9. По достигнутым результатам гидровиброобработки всего интервала перфорации пласта 9 конечным значением приемистости Q_{пр.nконn.} и коэффициентов приемистости η_{пр.n.кон.n}, по их оптимальным или максимальным величинам определяют рациональное расположение в скважине данного подземного оборудования для дальнейшего проведения работ по освоению, исследованию, скважины и интенсификации притока. Пакер 4 устройства устанавливают на расчетной глубине скважины над интервалом перфорации пласта 9 (фиг.3). Производится гидравлическая опрессовка, проверка герметичности спущенных в скважину насосно-компрессорных труб 1 и пакера 4 путем создания наземным насосным агрегатом давления в затрубном пространстве 62 равного давлению опрессовки эксплутационной колонны. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из трубного пространства 57 определяется герметичность пакера 4 и насосно-компрессорных труб 1. Далее приступают к следующему этапу работ, который включает дальнейшее совершенствование гидродинамической связи с пластом, глубокой обработкой интервала перфорации пласта увеличенными объемами закачки в скважину 2 химических растворов. В результате предыдущего этапа работ поровая и трещинная поверхность пород продуктивного коллектора в достаточной мере освобождена от загрязняющих материалов, стала более гидрофобной и тем самым лучше подготовленной для эффективного реагирования с химическими растворами. Такие мероприятия планируются и осуществляются с учетом опыта работ и эффективности применения тех или иных химических составов при обработке пластов на данном конкретном месторождении. Также учитываются физико-химические свойства пластового флюида и лабораторные исследования кернового материала. Обычно это растворы различных кислот определенных концентраций, модификации жидкостей растворителей и т.д.

Наземный насосный агрегат закачивает по насосно-компрессорным трубам 1 в трубное пространство 57 требуемый химический раствор. При этом жидкость далее движется по центральному каналу 10 надпакерного струйного насоса 3, пакера 4, кольцевой секции 5, подпакерного струйного насоса 6, и щелевой канал золотника 39 гидравлического вибратора 7, интервал перфорации пласта 9, а также по проходному каналу вращающегося насадка 41, диффузора 46, на конический отражатель 56 гидравлического вибратора 7, и через боковые каналы 47 также поступает в подпакерное пространство 60. Из подпакерного пространства 60 смешанная жидкость Q_c=Q_p+Q_н поступает на клапанные сборки 33, в нижней части корпуса подпакерного струйного насоса 6. При этом клапаны клапанных сборок 33 открываются и смешанная жидкость Q_c по каналам 34 клапанных сборок 33 поступает в рабочее сопло 59 подпакерного струйного насоса 6. Смешанная жидкость Q_c с высокой скоростью истекает из рабочих сопел 59 и эжектирует рабочую жидкость Q_р с пластовой жидкостью Q_н из подпакерного пространства 60. Далее через диффузоры 32 подпакерного струйного насоса 6 смешанная жидкость Q_с поступает в кольцевой канал 28, оттуда по коаксиальным каналам 27 блока 25 клапанов выходит в затрубное надпакерное пространство 62 и с помощью наземного агрегата подается на поверхность. Для преодоления значительных гидравлических сопротивлений, создания снижения забойного скважинного давления Р_заб в подпакерном пространстве 60 до необходимой величины при работе подпакерного струйного насоса 6 и гидравлического вибратора 7 наземному насосному агрегату необходимо осуществлять закачку химического раствора в скважину в режиме максимального давления. В данном случае рабочее давление Р_р на наземном агрегате необходимо увеличить от 15 до 20 МПа. Согласно расходу рабочей жидкости Q_р=3-4 л/с, частота 15-50 Гц, амплитуда 5-9 МПа. Таким образом, при закачке химического раствора в скважину по НКТ 1 и устройству гидровиброобработка интервала перфорации 9 пласта осуществляется в диапазоне от низких до высоких частот и соответственно увеличивающихся амплитуд давления. Также при этом одновременно работают подпакерный струйный насос 6 и гидравлический вибратор 7. При таких условиях в подпакерном пространстве 60 увеличивается зона понижения забойного скважинного давления Р_заб, возрастает эффект турбулизации жидкости и гидравлическая транспортировка загрязняющих продуктивный пласт материалов в затрубное пространство 62 и на поверхность. По достижению нижней границей химического раствора корпуса гидравлического вибратора 7 затрубное пространство 62 на устьевой фонтанной арматуре герметизируют закрытием задвижек. Далее при создании репрессии ΔР_р химические жидкости в вибрационном режиме продавливаются в пласт с помощью наземного насосного агрегата.

После обработки пласта химическими растворами через устьевой лубрикатор в НКТ 1 на скребковой проволоке спускают рабочий шар 38 до посадки на конусное гнездо подвижной втулки 36 подпакерного струйного насоса 6 (фиг.4). Созданием избыточного давления наземным насосным агрегатом в трубном пространстве НКТ 1 в центральном канале 10 подпакерного струйного насоса 6 срезаются срезные элементы 35 и подвижная втулка 36 с рабочим шаром 38 смещается вниз до упора. При этом боковые каналы 68 обеспечивают гидравлическую связь рабочей камеры 58 подпакерного струйного насоса 6 с устьем скважины через центральный канал 10 кольцевой секции 5, пакера 4, надпакерного струйного насоса 3 и трубного пространства 57 НКТ 1. Рабочая жидкость Q_p из камеры 58 проходит через инжекторы 32, установленные в корпусе подпакерного струйного насоса 6, где происходит смешение с пластовой жидкостью Q_н, поступающей через приемные каналы 63 подпакерного струйного насоса 6. Далее смешанная жидкость Q_c=Q_p+Q_н поступает в кольцевое пространство 28 кольцевой секции 5 через коаксиальные каналы 27, блока 25 клапанов, пакера 4, поступает в затрубное пространство 62 и оттуда на поверхность, в мерные емкости. Прокачкой через подпакерный струйный насос 6 рабочей жидкости Q_p откачивают пластовую жидкость Q_н из подпакерного пространства 60, снижая давления Р_заб в интервале перфорации 9 продуктивного пласта, создавая депрессию в подпакерном пространстве 60, которая регулируется изменением рабочего давления, создаваемого насосным агрегатом на поверхности.

В начальный период работы подпакерного струйного насоса 6 осуществляется вызов притока и очистка пласта от продуктов реакции химических растворов с горной породой и пластовыми флюидами.

Установка подпакерного струйного насоса 6 под пакером 4 устройства приближает приемные каналы 63 подпакерного струйного насоса 6 к интервалу перфорации 9 пласта, что значительно увеличивает функциональные возможности данного устройства, так как:

- к потоку пластового флюида на выходе из отверстий интервала перфорации 9 пласта инжектировании пластовой жидкости Q_н рабочей жидкостью Q_p подводится дополнительная кинетическая энергия, которая на выходе из рабочей камеры смешения 58 с подпакерного струйного насоса 6 преобразуется в потенциальную энергию;

- высота всасывания подпакерного струйного насоса 6 переносится непосредственно в подпакерное пространство 60 ближе к интервалу перфорации 9 продуктивного пласта;

- с помощью подпакерного струйного насоса 6 удаляется из интервала перфорации 9 пласта технологическая жидкость-вода, глинистый раствор и т.д., в место этого подпакерное пространство 60 заполняется пластовой жидкостью.

В связи с этим улучшается качество очистки продуктивных пластов и восстановление их естественной проницаемости, сокращаются также сроки освоения скважин.

В дальнейшем скважина дренируется и осваивается с помощью подпакерного струйного насоса 6 на различных депрессионных режимах до стабилизации дебитов пластовых флюидов.

Все изменения забойного давления в процессе гидровиброобработки пласта и освоения скважины фиксируются автономными, электронными глубинными приборами - манометрами, установленными на подвеске в предохранительной камере 8.

Назначение предохранительной камеры 8 - это предотвращение повреждений глубинных приборов, пробоотборников 48 от высоких давлений, возникающих при закачках химических растворов в низкопроницаемые пласты в глубоких скважинах. В диапазоне рабочих давлений глубинных приборов и пробоотборников 48 предохранительная камера 8 позволяет осуществлять регистрацию ими изменения забойных давлений и отборов герметизированных проб пластовой жидкости. В процессе освоения скважины пластовая жидкость под давлением из подпакерного пространства 60 через боковые 53, а также вертикальные каналы 51 предохранительной камеры 8 поступает во внутреннюю полость предохранительной камеры 8, передается на глубинные приборы и заполняет пробоотборники 48. Клапанные вставки 50 предохранительной камеры 8 и каналы 54 исключают механическое и агрессивное повреждение глубинных приборов, пробоотборников 48 в случае возникновения высоких забойных давлений, при закачках, обработках химических растворами низкопроницаемых пластов. При возникновении высокого импульса забойного скважинного давления клапаны 54 передвигаются по каналу 53 и перекрывают вертикальный канал 51 в клапанных вставках 50 предохранительной камеры 8. Таким образом, обеспечиваются условия безопасной эксплуатации глубинных приборов и пробоотборников 48, установленных на подвеске 49 во внутренней полости предохранительной камеры 8.

Далее приступают к заключительному этапу работ - гидродинамическим исследованиям методом установившихся отборов (МУО) и регистрации кривых восстановления забойного давления (КВД), закрытием скважины на забое с целью определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта.

Предварительно с конусного гнезда подвижной втулки 36 подпакерного струйного насоса 6 извлекают лебедкой на поверхность рабочий шар 38 на скребковой проволоке. В трубное пространство НКТ 1 на скребковой проволоке или каротажном кабеле спускают (фиг.5) якорь 14 с подсоединенным к нему глубинным прибором 21. Механический якорь 14 опускается на посадочное гнездо 13 подвижной втулки 12 надпакерного струйного насоса 3. Одновременно с этим якорь 14 закрепляется посредством выдвижения подпружиненных пружиной 20 шпонок 19 к втулке 12 надпакерного струйного насоса 3. Созданное наземным насосным агрегатом избыточное давление в трубном пространстве НКТ 1 срезает срезные элементы 11 у подвижной втулке 12 с установленным в ней якорем 14 и глубинным прибором 21. Втулка 12 (фиг.6) сдвигается вниз до упора по центральному каналу 10 надпакерного струйного насоса 3, открывая окно 64. С помощью наземного агрегата рабочая жидкость Q_р подается в затрубное пространство 62 между эксплутационной колонной и НКТ 1 к надпакерному струйному насосу 3. В данном случае используется струйный насос 3 обратной схемы циркуляции рабочей жидкости Q_р. Клапаны 26 блока 25 клапанов перекрывают коаксиальные каналы 27, при этом обеспечивается гидравлическая сообщаемость межтрубного пространства 62 с трубным 57 НКТ 1 и устьем скважины через сопло 65 и диффузор 66 надпакерного струйного насоса 3.

Нагнетательной поток рабочей жидкости Q_р, истекая с высокой скоростью из сопла 65, создает разрежение в приемной камере 67 надпакерного струйного насоса 3, которое передается через центральный канал 10 подпакерного струйного насоса 3 ниже якоря 14, пакера 4, кольцевой секции 5, подпакерного струйного насоса 6 в подпакерное пространство 60.

Таким образом, в интервале перфорации 9 пласта создается депрессия и из него в подпакерное пространство и далее по центральному каналу 10 гидравлического вибратора 7, подпакерного струйного насоса 6, кольцевой секции 5, пакера 4, надпакерного струйного насоса 3, ниже якоря 14 поступает пластовая жидкость Q_н. Пластовая жидкость Q_н поступает в приемную камеру 67 надпакерного насоса 3, откуда инжектируется рабочей жидкостью Q_р в диффузор 66, и в виде смешанной жидкости Q_c выходит в трубное пространство 57 НКТ 1 и далее откачивается на поверхность. Изменением рабочих давлений Р_р прокачки жидкости на наземном насосном агрегате на пласт создают различные по величине и продолжительные по времени выдержки депрессии ΔР с целью определения индикаторной характеристики и расчета коэффициента продуктивности скважины.

где Q_н. - дебит скважины, м³/сут;

Р_заб. - забойное скважинное давление, МПа;

Р_пл. - пластовое давление, МПа.

При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружины, 18, а также гидростатического столба жидкости, клапан 17 якоря 14 садится в конусное седло 69 подвижной втулки 12. В это время приток пластовой жидкости Q_н из пласта прекращается и глубинные приборы осуществляют регистрацию кривой восстановления забойного давления (КВД). В данном случае с целью оперативного определения гидродинамических характеристик продуктивного пласта глубинный прибор 21 совместно с якорем 14 на скребковой проволоке с помощью операторской лебедки поднимают на поверхность. После приема компьютером информации с глубинного прибора 21 его снова в комплекте с вышеуказанным оборудованием опускают в НКТ 1 до места посадки в надпакерном струйном насосе 3. Работы на данном этапе продолжаются до окончательной стабилизации дебита скважины Q_нкон. При этом глубинные приборы на установившихся режимах отборов пластовой жидкости Q_н фиксируют все изменения забойного скважинного давления P_заб., а при остановках наземного насосного агрегата осуществляется многоцикловая регистрация КВД.

На фиг.7 представлена картограмма процесса освоения низкодебитной скважины предлагаемым устройством в координатах время Т (час), забойное давление P_заб (МПа), где обозначены следующие участки:

- а - спуск устройства в скважину,

- б - гидровиброобработка интервала перфорации пласта, определение приемистости и регистрация КПД (кривая падения давления),

- в - закачка химических растворов в интервал перфорации пласта при совместной работе подпакерного струйного насоса и гидравлического вибратора с регистрацией КПД,

- г - вызов притока и очистка пласта от продуктов реакции химических растворов, дренирование и освоение скважины с помощью подпакерного струйного насоса на различных депрессионных режимах до стабилизации дебитов пластовых флюидов,

- д - освоение скважины на установившемся отборе с помощью подпакерного струйного насоса при различных депрессионных режимах с регистрацией КВД,

- е - подъем устройства из скважины на поверхность.

В случае если продуктивный пласт насыщен фракцией тяжелых высоковязких нефтей, предлагаемое устройство позволяет производить их добычу, так как позволяет:

- воздействовать на насыщенную тяжелыми высоковязкими нефтями пластовую систему с целью снижения вязкости пластовой жидкости через гидравличекий вибратор импульсами гидродинамического скважинного давления различной амплитуды и частоты,

- методом дренирования с помощью подпакерного струйного насоса переменными депрессиями создавать высокие скорости сдвига на молекулярном уровне в насыщенных тяжелыми вязкими нефтями пластах, т.е. обеспечивать условия и фильтрации,

- осуществлять обработки прискважинной зоны пласта ПАВ и различными видами химических растворов.

Заявляемое устройство при добыче тяжелых высоковязких нефтей может работать как от стационарных наземных станций обслуживания струйных насосов, так и от промысловой системы поддержания пластового давления.

1. Способ освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей, включающий проведение спуска в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах устройства со струйным насосом, гидравлическим вибратором, пакера с образованием центрального канала, подачу рабочей жидкости в гидравлический вибратор и обработку прискважинной подпакерной зоны с отводом части пластовой жидкости из подпакерной зоны на поверхность, установку пакера в скважине, подачу рабочей жидкости на сопло струйного насоса и откачку из подпакерной зоны смешанной жидкости на поверхность, отличающийся тем, что под насосно-компрессорными трубами над интервалом перфорации пласта над пакером устанавливают дополнительный струйный насос, через трубное пространство насосно-компрессорных труб, центральный канал устройства подают рабочую жидкость в гидравлический вибратор наземными насосными агрегатами в переменном режиме с отводом ее на поверхность, определяют коэффициент приемистости, поднимая и опуская гидравлический вибратор устройства против очередного пропластка в интервале перфорации пласта, повторяя режим обработки гидравлическим вибратором всего интервала перфорации пласта, закачивают наземными насосными агрегатами по насосно-компрессорным трубам и центральному каналу устройства через пакер требуемый химический раствор, который в вибрационном режиме продавливают в пласт гидравлическим вибратором при создании репрессии, спускают рабочий шар через насосно-компрессорные трубы и центральный канал устройства до посадки его в струйном насосе, расположенном под пакером, и подают рабочую жидкость, которую при прохождении через струйный насос, расположенный под пакером, смешивают с пластовой жидкостью, смешанную жидкость инжектируют, при этом скважину дренируют на различных депрессионных режимах, а все измерения забойного давления в процессе обработки гидравлическим вибратором пласта и освоения скважины фиксируют приборами, поднимают рабочий шар со струйного насоса, расположенного под пакером, и опускают в трубное пространство насосно-компрессорных труб якорь с глубинным прибором до посадки в дополнительном струйном насосе, подают рабочую жидкость в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб к дополнительному струйному насосу, расположенному над пакером, создавая разрежение в интервале перфорации продуктивного пласта, при этом пластовая жидкость поступает в дополнительный струйный насос, расположенный над пакером, инжектируют рабочую жидкость в виде смешанной жидкости и откачивают на поверхность, при этом определяют индикаторные характеристики и коэффициент продуктивности скважины, прекращают работу наземного насосного агрегата, обеспечивают посадку якоря на следующее гнездо дополнительного струйного насоса, расположенного над пакером, и приток из пласта прекращают, а глубинными приборами осуществляют запись кривой восстановления давления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что рабочую жидкость подают в гидравлический вибратор наземными насосными агрегатами в переменном режиме с отводом ее на поверхность, обрабатывают поверхностно активным веществом, совмещая и чередуя с малообъемными закачками растворов растворителей, кислот, обрабатывая зону перфорации пласта.

3. Устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей, содержащее установленный на колонне насосно-компрессорных труб корпус устройства, включающий струйный насос, гидравлический вибратор, пакер с образованием центрального канала, соединенного с внутренним пространством насосно-компрессорных труб, отличающееся тем, что оно содержит дополнительный струйный насос, расположенный над пакером, через осевой канал которого проходит центральный канал, кольцевую секцию, образованную наружной насосно-компрессорной трубой и центральной насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра, предохранительную камеру с глубинными приборами, пробоотборником, расположенную под гидравлическим вибратором, при этом дополнительный струйный насос имеет подвижную втулку с посадочными гнездами, установленную в центральном канале на срезных элементах, с возможностью посадки якоря с глубинными приборами, а устройство оборудовано наземными насосными агрегатами для подачи рабочей жидкости в гидравлический вибратор через трубное пространство насосно-компрессорных труб.

4. Устройство по п.3, отличающееся тем, что якорь снабжен шпонками и пружиной.

5. Устройство по п.3, отличающееся тем, что предохранительная камера имеет боковой канал, в котором расположен клапан, перекрывающий канал для подачи в предохранительную камеру пластовой жидкости.