УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ СКВАЖИН
DEVICE FOR INCREASING OIL RECOVERY OF WELL FORMATIONS

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для повышения приемистости нагнетательных скважин и для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Известны устройства для повышения нефтеотдачи пластов скважин, использующие для обработки призабойной зоны ствола скважины технологию управляемого кавитационно-волнового процесса. Все эти устройства, отличаясь друг от друга конструктивными особенностями применяемых в них кавитационно-волновых генераторов, имеют общий недостаток, заключающийся в сложности и невозможности осуществления их ускоренного спуско-подъема на колонне промывочных труб из-за малого поперечного сечения выбросных (кавитационных) каналов струйного аппарата (дюз), создающих большое гидравлическое сопротивление для свободного перетока рабочей жидкости из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны промывочных труб и обратно, см., например [1-3]. Особенностью этих устройств является наличие струйного аппарата с конструктивно отсутствующим центральным каналом в направлении потока жидкости, что также препятствует возможности ускорения процесса спуска в скважину кавитационно-волнового генератора. Для устранения указанных недостатков не могут быть привлечены традиционно используемые в практике строительства скважин конструкции для осуществления прямой и обратной промывки труб, основанные на обеспечении доступа в них жидкости из затрубного пространства путем открытия циркуляционных каналов с помощью сбрасываемого в колонну металлического шара или срезаемого пробкового пустотелого пальца [4, 5]. Это объясняется тем, что указанные конструкции лишены возможности работы в многоцикловом режиме и требуют их подъема на земную поверхность для приведения в исходное рабочее состояние, а также исключают возможность многократного запуска в работу кавитационно-волнового генератора для стимуляции продуктивных пластов большой мощности (порядка 100-300 м и более) и протяженности (при расположенном в пределах толщи пласта пологом или горизонтальном стволе длиной порядка 200-400 м и более). Это при очевидной сложности делает их применение в кавитационно-волновом подземном оборудовании нецелесообразным (см. схему на стр.107 в работе [7]). В результате чего, при ускоренном спуске труб (свечей) в скважину приходится периодически частично или до верха заполнять их жидкостью с помощью насосного агрегата. В случае же ускоренного подъема колонны промывочных труб возникает необходимость заливки жидкости в затрубное (кольцевое) пространство для поддержания ее уровня на заданной глубине, что объясняется наличием поршневого эффекта, создающего большой объем освобождаемого скважинного пространства вследствие малой естественной скорости перетока жидкости через кавитационные каналы из внутренней полости труб в затрубное пространство. При этом усложняется процесс разъединения поднятых из скважины труб вследствие необходимости удаления из них доставленных на поверхность остатков жидкости. Все это повышает трудоемкость скважинных работ и приводит к очень большим затратам времени на проведение спуско-подъемных операций в общем балансе времени, затрачиваемом на кавитационно-волновую обработку продуктивного пласта.
Указанные недостатки устранены в устройстве для повышения нефтеотдачи пластов скважин путем включения в его состав многоциклового циркуляционного клапанного узла в виде кольцевой системы обратных периферийных клапанов (см. стр. 153-154 в работе [7]).
Это устройство является наиболее близким по технологической сущности к предлагаемому устройству для повышения нефтеотдачи пластов скважин и содержит спускаемый в интервал перфорации продуктивного пласта кавитационно-волновой генератор, присоединенный через многоцикловый циркуляционный клапанный узел к нижнему концу колонны промывочных труб, а также устьевое герметизирующее и спуско-подъемное оборудование, емкость с рабочей жидкостью и насосный агрегат для ее нагнетания в колонну промывочных труб.
В этом устройстве многоцикловый циркуляционный клапанный узел выполнен в виде патрубка с системой обратных периферийных шариковых клапанов, обычно применяемых в агрегатах с невысокими требованиями к герметичности запорных элементов. Такая конструкция для обеспечения полной герметичности исключает возможность уплотнения клапанов резиновыми материалами, что приводит к утечкам жидкости при ее подаче под давлением в каналы кавитационно-волнового генератора. Выполнение седла шариковых клапанов в форме конусного отверстия с основанием большего диаметра, обращенным во внутрь патрубка, предполагает герметичное закрепление в толще стенок последнего ряда дюз с указанными отверстиями. Это требует значительного увеличения толщины стенок патрубка, а малые диаметры выходных отверстий вызывают необходимость применения большого количества шариковых клапанов близкого им диаметра. Указанные недостатки усложняют конструкцию рассматриваемого многоциклового циркуляционного клапанного узла и приводят к снижению надежности работы устройства в целом. Кроме того, размещение шариковых клапанов в толще стенок патрубка приводит к значительному увеличению наружного диаметра многоциклового циркуляционного клапанного узла, превышающего наружный диаметр муфт (D=89 мм), широко используемых в составе колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм [8], что не позволяет осуществлять кавитационно-волновую обработку продуктивных пластов в стволах скважин малого диаметра.
Изобретением решается задача устранения указанных выше недостатков.
Для достижения этого технического результата в предлагаемом устройстве для повышения нефтеотдачи пластов скважин, содержащем спускаемый в интервал перфорации продуктивного пласта кавитационно-волновой генератор, присоединенный через многоцикловый циркуляционный клапанный узел к нижнему концу колонны промывочных труб, а также устьевое герметизирующее и спуско-подъемное оборудование, емкость с рабочей жидкостью и насосный агрегат для ее нагнетания в колонну промывочных труб, многоцикловый циркуляционный клапанный узел выполнен в виде корпуса трубной муфты, имеющего в верхней части расположенное вдоль его главной продольной оси глухое отверстие, снабженное, по меньшей мере, одним радиальным каналом, гидравлически связанным с затрубным пространством, при этом верх глухого отверстия оснащен седлом для посадки расположенного над ним с кольцевым зазором подпружиненного запорного органа, а проход рабочей жидкости из колонны промывочных труб к кавитационно-волновому генератору осуществлен с помощью, по меньшей мере, одного периферийно расположенного в теле корпуса продольного сквозного отверстия с поперечным сечением некруглой формы.
Отличительными признаками предлагаемого устройства для повышения нефтеотдачи пластов скважин от указанного выше наиболее близкого к нему устройства является выполнение многоциклового циркуляционного клапанного узла в виде корпуса трубной муфты, имеющего в верхней части расположенное вдоль его главной продольной оси глухое отверстие, снабженное, по меньшей мере, одним радиальным каналом, гидравлически связанным с затрубным пространством; оснащение верха глухого отверстия седлом для посадки расположенного над ним с кольцевым зазором подпружиненного запорного органа; выполнение прохода рабочей жидкости из колонны промывочных труб к кавитационно-волновому генератору с помощью, по меньшей мере, одного периферийно расположенного в теле корпуса продольного сквозного отверстия с поперечным сечением некруглой формы.
Предлагаемое устройство поясняется чертежами, представленными на фиг. 1-4.
На фиг. 1 показан общий вид скважинной части устройства.
На фиг. 2 - общий вид многоциклового циркуляционного клапанного узла устройства с продольным разрезом.
На фиг. 3 - разрез А-А на фиг. 2.
На фиг. 4 - возможный вариант исполнения многоциклового циркуляционного клапанного узла устройства по разрезу А-А.
Устройство для повышения нефтеотдачи пластов скважин включает в себя скважинную часть (фиг. 1), содержащую спускаемый в интервал перфорации продуктивного пласта 1 кавитационно-волновой генератор 2, присоединенный через многоцикловый циркуляционный клапанный узел 3 к нижнему концу колонны промывочных труб 4, в качестве которых обычно используются НКТ диаметром 73 мм. При этом, кавитационно-волновой генератор 2 связан с многоцикловым циркуляционным клапанным узлом 3 с помощью муфты 5 НКТ и патрубка 6 в виде отрезка НКТ, служащего защитным кожухом для фильтра 7 кавитационно-волнового генератора 2. В свою очередь многоцикловый циркуляционный клапанный узел 3 связан с нижним концом колонны промывочных труб 4 с помощью предохранительного патрубка 8 в виде отрезка НКТ и муфты 9 НКТ. Вся эта конструкция представляет собой компактный скважинный кавитационно-волновой модуль (СКВ - модуль) длиной не более 1,2-1,5 м, предварительно собираемый на производственной базе или на мостках вышки для подземного ремонта скважин. Наземная часть устройства включает в себя типовое устьевое герметизирующее и спуско-подъемное оборудование, емкость с рабочей жидкостью и насосный агрегат для ее нагнетания в колонну промывочных труб 4 (на фиг. 1 не показаны).
Кавитационно-волновой генератор 2 имеет одну из известных конструкций, например, по патенту РФ [3], а многоцикловый циркуляционный клапанный узел 3 выполнен в виде корпуса 10 трубной муфты (фиг. 2), имеющего в верхней части расположенное вдоль его главной продольной оси глухое отверстие 11, снабженное, по меньшей мере, одним радиальным каналом 12, гидравлически связанным с затрубным пространством. При этом верх глухого отверстия 11 оснащен седлом 13 для посадки расположенного над ним с кольцевым зазором запорного органа, выполненного в виде конусного клапана 14 с резиновым уплотнительным кольцом 15. Конусный клапан 14 расположен в направляющем стакане 16, плотно охватывающим седло 13 и жестко закрепленным с помощью винта 17 на теле корпуса 10. При этом направляющий стакан 16 имеет широкие боковые и периферийные донные окна для свободного доступа рабочей жидкости к конусному клапану 14 и глухому отверстию 11. Конусный клапан 14 снабжен осевым хвостовиком 18, пропущенным через центральное донное отверстие направляющего стакана 16, и подпружинен относительно внешней донной поверхности последнего с помощью пружины сжатия 19, зафиксированной на хвостовике 18 контргайками 20. Для прохода рабочей жидкости из колонны промывочных труб 4 к кавитационно-волновому генератору 2 (см. фиг. 1) в теле корпуса 10 (см. фиг. 2) выполнено, по меньшей мере, одно периферийно расположенное продольное сквозное отверстие 21 с поперечным сечением некруглой формы, позволяющим за счет увеличения, таким образом, его площади минимизировать гидравлические потери напора рабочей жидкости. В зависимости от эксплуатационных требований многоцикловый циркуляционный клапанный узел устройства по конструктивно и технологически обоснованным требованиям предполагает наличие не более трех радиальных каналов 12 и соответствующее им количество продольных сквозных отверстий 21 (см. фиг. 3). При этом суммарная площадь поперечных сечений радиальных каналов 12 должна быть равна площади поперечного сечения глухого отверстия 11 либо превышать ее. Причем для уменьшения местных потерь напора жидкости радиальные каналы 12 могут быть выполнены под углом до 45° к главной продольной оси корпуса 10. Такая конструкция рассматриваемого многоциклового циркуляционного клапанного узла устройства по сравнению с конструкцией, имеющей по одному радиальному каналу 12 и одному продольному сквозному отверстию 21 (фиг. 4), необходима для работы устройства в пологих и горизонтальных стволах скважин в случае перекрытия одного радиального канала 12 нижней контактирующей с ним внутренней поверхностью фильтра в вскрытом продуктивном пласте во время перемещения или остановки в нем СКВ - модуля. Конструкция многоциклового циркуляционного клапанного узла 3 (см. фиг. 1) устройства не исключает возможности выполнения взамен одного радиального канала 12, как это изображено на фиг. 4, двух - трех каналов меньшего диаметра, расположенных в одной продольной плоскости корпуса 10, что при необходимости позволит максимально увеличить площадь поперечного сечения продольного сквозного отверстия 21 за счет увеличения центрального угла и длины отрезка кольца, являющегося его геометрической формой (см. фиг. 4).
Работа устройства для повышения нефтеотдачи пластов скважин заключается в следующем.
После присоединения СКВ - модуля с помощью муфты 9 к нижнему концу колонны промывочных труб 4 (см. фиг. 1) начинают спуск последней в скважину до вхождения кавитационно-волнового генератора 2 в интервал перфорации (фильтра) продуктивного пласта 1. При этом жидкость, которая находится в скважине, по мере спуска колонны промывочных труб 4 перетекает в ее внутреннюю полость из затрубного пространства частично по кавитационным каналам, а в основном по радиальному каналу 12 (или 2-3 каналам) через глухое отверстие 11 и кольцевой зазор конусного клапана 14 (см. фиг. 2 и 3), обеспечивая, таким образом, возможность ускоренного спуска скважинного оборудования на заданную глубину. В случае наличия в скважине промывочной жидкости производят ее замену на рабочую жидкость (преимущественно на нефть) путем обратной промывки при нахождении СКВ - модуля на забое. После этого устанавливают кавитационно-волновой генератор 2 (см. фиг. 1) на нижней границе интервала перфорации продуктивного пласта 1 и начинают его кавитационно-волновую обработку. Процесс обработки заключается в следующем. Из емкости с помощью насосного агрегата в колонну промывочных труб 4 начинают нагнетать рабочую жидкость с наращиванием ее скорости и давления до расчетных значений. При этом под действием перепада давлений порядка 1-2 атм. происходит при сжатии пружины перемещение вниз конусного клапана 14 с последующей его посадкой в седло 13 при надежной герметизации их контактирующих рабочих поверхностей, обеспечиваемой резиновым уплотнительным кольцом 15. В результате чего весь поток рабочей жидкости поступает через фильтр 7 (см. фиг. 1) в кавитационно-волновой генератор 2, где он закручивается, уплотняется, стабилизируется и под действием центробежных сил и давления проталкивается в кавитационные каналы и выбрасывается из них в виде турбулентных высокоскоростных струй при сопутствующем мгновенном локальном разрыве сплошности жидкой среды с образованием множества пузырьков и каверн, заполненных парогазовой смесью. Пузырьки и каверны при перемещении в область пониженного давления схлопываются, генерируя гидравлические удары большой разрушающей силы и сопровождающие их звуковые волны в широком спектре частот при возникновении вибраций и резонансных явлений в призабойной зоне с переносом этих процессов на большие расстояния от кавитационного генератора 2 в поры и трещины продуктивного пласта 1. Это приводит к освобождению продуктивного пласта 1 от кольматирующих материалов и созданию благоприятных условий для увеличения притока углеводородов в скважину. Процесс кавитационно-волновой обработки продуктивного пласта 1 осуществляют при медленном перемещении СКВ - модуля в интервале перфорации на величину подъема трубы или свечи колонны промывочных труб 4. Затем после прекращения циркуляции рабочей жидкости через кавитационные каналы производят отвинчивание трубы или свечи от колонны промывочных труб 4 и процесс работы кавитационно-волнового генератора 2 возобновляют. Работу в аналогичном режиме продолжают до достижения кавитационно-волновым генератором 2 верхней границы интервала перфорации. После чего, подачу рабочей жидкости к кавитационно-волновому генератору 2 прекращают и начинают подъем всей колонны и призабойного скважинного оборудования на поверхность. При этом конусный клапан 14 под действием пружины сжатия 19 (см. фиг. 2) занимает исходное положение, обеспечивая, таким образом, свободный переток рабочей жидкости из внутренней полости колонны промывочных труб 4 (см. фиг. 1) в затрубное пространство.
Предложенное устройство для повышения нефтеотдачи пластов скважин позволяет при высокой надежности разделения циркулирующих потоков жидкости обеспечить возможность ускоренного спуска-подъема скважинного оборудования, обеспечить при необходимости быструю замену одной жидкости на другую, а также проведение кавитационно-волновой обработки продуктивных пластов в призабойной зоне стволов скважин малого диаметра. При всем этом предложенное устройство в отличие от известных устройств позволит осуществлять пуск скважины в пробную эксплуатацию компрессорным способом не только по центральной, но и по кольцевой системе [5] путем подачи к радиальным каналам многоциклового циркуляционного клапанного узла по затрубному пространству сжатого газа либо одновременного нагнетания в скважину нефти и газа с последующим подъемом газожидкостной смеси по НКТ. Это даст возможность оперативно и неоднократно без извлечения из скважины СКВ - модуля оценивать эффективность кавитационно-волновой обработки глубокозалегающих продуктивных пластов, а также при необходимости осуществлять добычу трудноизвлекаемых высокоплотных вязких нефтей при повышении их текучести за счет эффекта кавитации и газового фактора.
Использованные источники:
1. Патент РФ №2047729, кл. Е21В 28/00,1995. 1992
2. Патент РФ №2315858, кл. Е21В 43/18, 2008. 2006
3. Патент РФ №2493360, кл. Е21В 43/18, 2012.
4. Пустовойтенко И.П. Предупреждение и методы ликвидации аварий и осложнений в бурении: Учебное пособие для профтехобразования. - М.: Недра, 1987. - 237 с., с. 203.
5. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Муравьев И.М. и др. Изд-во 3-е, переработанное и дополненное. М., изд-во «Недра», 1970, 448 стр., с. 231-241.
6. Рязанцев Н.Ф., Беляков Н.В., Домащенко Г.М. Испытание скважин в процессе бурения (справочно-методическое пособие). - М.: Издательство «Физматкнига», 2004. 408 с., с. 238-247.
7. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. - М.: Недра, Наука, 2000. - 414 с., с. 107, с. 153-155.
8. Иогансен К.В. Спутник буровика. М., Недра, 1981. 199 с., с. 56-58.