Способ работы скважинной струйной насосной установки при гидроразрыве пластов
OPERATING METHOD OF WELL JET PUMP UNIT DURING HYDRAULIC FRACTURING OF FORMATIONS

Изобретение относится к области струйной техники, преимущественно к скважинным струйным насосным установкам для проведения каротажных работ.
Известен способ работы скважинной струйной насосной установки, заключающийся в том, что монтируют снизу вверх входную воронку с хвостовиком, пакер и струйный насос, в корпусе которого выполнены канал подвода активной среды и канал для подвода откачиваемой из скважины среды, ступенчатый проходной канал с посадочным местом между ступенями, спускают эту сборку на колонне труб (НКТ) в скважину, при этом входную воронку располагают не ниже кровли продуктивного пласта, далее проводят распакеровку пакера и затем спускают в скважину через проходной канал струйного насоса на каротажном кабеле излучатель и приемник-преобразователь физических полей вместе с герметизирующем узлом, который размещают на каротажном кабеле выше наконечника для подсоединения приемника-преобразователя физических полей и устанавливают его на посадочное место в проходном канале корпуса струйного насоса с обеспечением возможности возвратно-поступательного движения каротажного кабеля через герметизирующий узел, в процессе спуска проводят фоновые температуры и других физических полей от устья до забоя скважины, далее размещают излучатель и приемник-преобразователь физических полей над кровлей продуктивного пласта и путем подачи под напором жидкой среды в активное сопло струйного насоса поэтапно создают несколько значений депрессии на пласт, регистрируя при каждом из них забойные давления, состав и физические параметры флюида, поступающего из продуктивного пласта, извлекают из скважины излучатель и приемник-преобразователь физических полей вместе с каротажным кабелем и герметизирующем узлом и устанавливают в ступенчатом проходном канале блокирующую вставку со сквозным проходным каналом, перекрывая при этом блокирующей вставкой в струйном насосе канал на выходе из струйного насоса и канал для подвода откачиваемой из скважины среды, по колонне труб и через сквозной проходной канал блокирующей вставки закачивают в скважину жидкость для гидроразрыва пласта (см. патент RU №2205993, кл. F04F 5/02, опубл. 10.06.2003).
Данный способ позволяет проводить гидроразрыв пласта (ГРП), а после замены блокирующей вставки на одну из предназначенных для дренирования пластов, например на депрессионную, проводить дренирование пластов от жидкости гидроразрыва Однако, в данном способе струйный насос находится в корпусе установки, что требует подъема всей компоновки НКТ в случае выхода сопла или камеры смешения из строя. Кроме того, нужно время для замены блокирующей вставки на одну из депрессионных, что приводит к увеличению продолжительности работ.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной насосной установки, заключающийся в том, что колонну труб с пакером и опорой, в которой выполнен освой канал с посадочным местом для установки на него струйного насоса, причем в стенке опоры выполнен перепускной канал с установленным в нем обратным клапаном, опускают в скважину и располагают пакер над продуктивным пластом, приводят пакер в рабочее положение, разобщая окружающее колонну труб пространство скважины, подают под напором по колонне труб в продуктивный пласт жидкость гидроразрыва пласта или кислотный раствор, после чего спускают в колонну труб на каротажном кабеле струйный насос с установленным в его проходном канале герметизирующим узлом и размещенным ниже корпуса струйного насоса на каротажном кабеле каротажным прибором (см. патент RU №2334131, кл. F04F 5/54, опубл. 20.09.2008).
Вышеописанный способ работы позволяет организовать подачу по колонне труб в продуктивный пласт жидкости гидроразрыва или других агентов без использования каких-либо дополнительных приспособлений или функциональных вставок, а обратный клапан при этом предотвращает поступление закачиваемых в продуктивный пласт сред в заколонное надпакерное пространство скважины в период их закачки. После прекращения закачки в опоре устанавливают струйный насос и проводят с его помощью регламентные работы.
Однако, данный способ работы струйной насосной установки, не предотвращает попадание проппанта в перепускной канал опоры во время закачки жидкости гидроразрыва, что приводит к засорению проточной части струйного насоса и необходимости проведения работ по его промывке, а в ряде случаев и замене струйного насоса. Кроме того, после гидроразрыва пласта в НКТ во взвешенном состоянии находятся остатки проппанта, который частично оседает на посадочное место, усложняет процесс установки струйного насоса на посадочное место.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является предотвращение самопроизвольного перетока активной рабочей среды в подпакерную зону при прекращении работы струйного насоса и поддержание депрессии на пласт при неработающем струйном насосе, а также предотвращение осложнений, возникающих при закачке проппанта через струйный насос.
Техническим результатом, на достижение которого направлено настоящее изобретение, является повышение производительности и надежности работы скважинной струйной насосной установки при проведении гидроразрыва пластов (ГРП), освоении и испытании скважин путем оптимизации последовательности действий при работе скважинной струйной установки во время проведения ГРП и последующих работ.
2
Указанная техническая проблема решается, а технический результат достигается за счет того, что способ работы скважинной струйной насосной установки заключается в том, что спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) компоновку, состоящую из пакера и установленного на НКТ опорного корпуса для вставного струйного насоса с осевым профилированным проходным каналом, в котором выполнено посадочное место для установки вставного струйного насоса, и перепускным каналом подвода рабочей среды, в котором установлен обратный клапан, при этом снизу на корпусе для вставного струйного насоса предварительно устанавливают хвостовик с входной воронкой, пакер устанавливают на хвостовике, производят спуск компоновки до устья скважины, устанавливают входную воронку над кровлей перфорированного пласта, спускают в скважину на каротажном кабеле комплексный каротажный прибор и в процессе спуска проводят фоновую запись геофизических параметров от воронки до забоя, проводят отбивку забоя и определяют место установки пакера, извлекают каротажный прибор на поверхность, производят посадку и опрессовку пакера, по НКТ производят закачку жидкости гидроразрыва через осевой профилированный проходной канал корпуса для вставного струйного насоса в пласт, далее после отстоя скважины проводят промывку осевого профилированного проходного канала корпуса для вставного струйного насоса и НКТ от остатков проппанта жидкости гидроразрыва путем подачи насосным агрегатом под давлением рабочей среды через межтрубное пространство между НКТ и обсадной колонной скважины и перепускной канал корпуса для вставного струйного насоса в объеме не менее 1,1 объема скважины над корпусом для вставного струйного насоса, затем производят спуск в скважину на каротажном кабеле комплексного каротажного прибора и подвижно установленного над ним на каротажном кабеле вставного струйного насоса, производят установку вставного струйного насоса в его корпусе, причем вставной струйный насос предварительно выполняют с кольцевым уступом для его установки на посадочное место в осевом профилированном проходном канале корпуса, а во вставном струйном насосе выполняют канал подвода рабочей среды в сопло вставного струйного насоса и канал подвода во вставной струйный насос откачиваемой из скважины среды, а также выполненный параллельно каналу подвода откачиваемой из скважины среды проходной ступенчатый канал для установки в его верхней части узла герметизации, причем в узле герметизации выполняют осевой канал с возможностью пропуска через него каротажного кабеля для установки на нем в скважине ниже вставного струйного насоса комплексного каротажного прибора с возможностью перемещения его вдоль ствола скважины при работающем или неработающем вставном струйном насосе, в канале подвода откачиваемой из скважины среды со стороны входа в него во вставном струйном насосе устанавливают второй обратный клапан и ниже него закрепляют на вставном струйном насосе направляющую втулку с установленным в ней параллельно каротажному кабелю с возможностью осевого перемещения штоком, верхний конец штока располагают под запорным элементом второго обратного клапана, а на нижнем конце штока закрепляют вилку, причем шток устанавливают с возможностью воздействия на запорный элемент обратного клапана и отжатая запорного элемента от седла, после установки вставного струйного насоса канал подвода рабочей среды сообщают посредством перепускных окон, выполненных в корпусе для вставного струйного насоса с сообщенным с окружающим колонну труб пространством перепускным каналом, а через вилку пропускают каротажный кабель таким образом, чтобы при подъеме каротажного прибора, входящего при этом в контакт с вилкой штока, головкой комплексного каротажного прибора отжать запорный элемент второго обратного клапана от седла, после установки вставного струйного насоса производят отбивку забоя с помощью комплексного каротажного прибора, устанавливают комплексный каротажный прибор между кровлей пласта и входной воронкой, проводят дренирование пласта с помощью вставного струйного насоса с регистрацией забойного давления и контролем дебита скважины по мерной емкости насосного агрегата, при этом дренирование начинают при величине депрессии на пласт не более 0,1 от пластового давления для предотвращения нарушения упаковки проппанта в прискважинной зоне трещины продуктивного пласта и его выноса потоком пластового флюида в скважину в процессе дренирования, депрессию ступенчато увеличивают путем увеличения давления подачи рабочего среды в сопло вставного струйного насоса и проводят дренирование при максимально возможной депрессии не менее 2-х часов, затем резко прекращают подачу рабочей среды в сопло и с помощью комплексного каротажного прибора проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в течении расчетного времени, после чего проводят регистрацию индикаторной кривой (ИК) путем дренирования пласта при 3-5 значениях давления насосного агрегата (Ра), например, при Ра=30, 50, 70, 90, 110 кг/см, при этом при каждом значении Ра замеряют по мерной емкости насосного агрегата объем откачанного пластового флюида, а по данным датчика давления комплексного каротажного прибора регистрируют забойное давление, причем время дренирования при каждом значении Ра должно быть не менее 1-го часа после стабилизации забойного давления, а далее, не прекращая работы насосного агрегата, с помощью комплексного каротажного прибора проводят регистрацию профиля притока с последующей отбивкой забоя скважины, прекращают работу насосного агрегата, выравнивают давления под и над корпусом вставного струйного насоса путем надавливания головкой комплексного каротажного прибора снизу на шток, при этом второй обратный клапан открывается, что обеспечивает переток жидкой среды скважины через вставной струйный насос в подпакерную зону скважины с выравниванием давления над и под вставным струйным насосом, после чего извлекают на каротажном кабеле вставной струйный насос с комплексным каротажным прибором на поверхность.
Вышеописанная последовательность действий при организации работы скважинной струйной насосной установки позволяет провести гидроразрыв пласта, отбивку забоя скважины, а также все исследования, как гидродинамические, так и промыслово-геофизические за один спуск комплексного каротажного прибора и струйного насоса в скважину, при этом дренирование пласта от жидкости гидроразрыва проводится под непрерывным контролем забойного давления и при «щадящих» параметрах депрессии на пласт, предотвращающих нарушение упаковки проппанта в прискважинной зоне трещины и его вынос потоком пластового флюида в скважину, а промывка НКТ после отстоя скважины гарантирует 100%-ю посадку вставного струйного насоса в осевом профилированном проходном канале, что значительно сокращает время необходимое для освоения и исследования скважины, а также повышает надежность работы скважинной струйной установки.
На фиг. 1 упрощенно показана колонна НКТ с установленными на ней опорным корпусом для вставного струйного насоса, хвостовиком с входной воронкой и пакером.
На фиг. 2 упрощенно показана скважинная струйная насосная установка с установленным в опорном корпусе вставным струйным насосом.
На фиг. 3 упрощенно показана скважинная струйная насосная установка с установленными в опорном корпусе вставным струйным насосом и отжатым запорным элементом второго обратного клапана.
Скважинная струйная насосная установка содержит колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 с установленной на ней компоновкой, состоящей из пакера 2 и установленного на НКТ 1 опорного корпуса 3 для вставного струйного насоса 4 с осевым профилированным проходным каналом 5, в котором выполнено посадочное место 6 для установки вставного струйного насоса 4 и перепускной канал 7 подвода рабочей среды, в котором установлен обратный клапан 8. Снизу на корпусе 3 для вставного струйного насоса 4 установлен хвостовик 9 с входной воронкой 10. Пакер 2 установлен на хвостовике 9.
Комплексный каротажный прибор 11 подвешен в скважине на каротажном кабеле 12. На вставном струйном насосе 4 выполнен кольцевой уступ 13 для его установки на посадочное место 6 в осевом профилированном проходном канале 5 корпуса 3, а во вставном струйном насосе 4 выполнены канал 14 подвода рабочей среды в сопло 15 вставного струйного насоса 4 и канал 16 подвода во вставной струйный насос 4 откачиваемой из скважины среды, а также выполненный параллельно каналу 16 подвода откачиваемой из скважины среды проходной ступенчатый канал 17 для установки в его верхней части узла герметизации 18, причем в последнем выполнен осевой канал 29 с возможностью пропуска через него каротажного кабеля 12 для установки на нем в скважине ниже вставного струйного насоса 4 комплексного каротажного прибора 11 с возможностью перемещения его вдоль ствола скважины при работающем или неработающем вставном струйном насосе 4.
Канал 14 подвода рабочей среды после установки вставного струйного насоса 4 сообщен посредством перепускных окон 19, выполненных в корпусе 3 с сообщенным с окружающим НКТ 1 пространством перепускным каналом 7, а в канале 16 подвода откачиваемой из скважины среды со стороны входа в него во вставном струйном насосе 4 установлен второй обратный клапан 20 и ниже него закрепленная на вставном струйном насосе 4 направляющая втулка 21 с установленным в ней параллельно каротажному кабелю 12 с возможностью осевого перемещения штоком 22, при этом верхний конец штока 22 расположен под запорным элементом 23 второго обратного клапана 20, а на нижнем конце штока 22 закреплена вилка 24, через которую пропущен каротажный кабель 12, причем шток 22 установлен с возможностью воздействия на запорный элемент 23 второго обратного клапана 20 и отжатия запорного элемента 23 от седла при подъеме каротажного прибора 11, входящего при этом в контакт с вилкой 24 штока 22.
Способ работы скважинной струйной насосной установки реализуется следующим образом.
Спускают в скважину на колонне НКТ 1 компоновку, состоящую из пакера 2 и установленного на НКТ 1 опорного корпуса 3 для вставного струйного насоса 4. Спуск компоновки производят до устья скважины. Устанавливают входную воронку 10 над кровлей перфорированного пласта 25. Спускают в скважину на каротажном кабеле 12 комплексный каротажный прибор 11 и в процессе спуска проводят фоновую запись геофизических параметров от воронки 10 до забоя скважины. Проводят отбивку забоя и определяют место установки пакера 2. Извлекают каротажный прибор 11 на поверхность и производят посадку и опрессовку пакера 2.
По НКТ 1 производят закачку жидкости гидроразрыва 27 через осевой профилированный проходной канал 5 корпуса 3 для вставного струйного насоса 4 в пласт 25. Далее после отстоя скважины проводят промывку осевого профилированного проходного канала 5 корпуса 3 для вставного струйного насоса 4 и НКТ 1 от остатков проппанта жидкости гидроразрыва путем подачи насосным агрегатом (не показан) под давлением рабочей среды через межтрубное пространство 28 между НКТ 1 и обсадной колонной 26 скважины и перепускной канал 7 корпуса 3 для вставного струйного насоса 4 в объеме не менее 1,1 объема скважины над корпусом 3 для вставного струйного насоса 4.
Затем производят спуск в скважину на каротажном кабеле 12 комплексного каротажного прибора 11 и подвижно установленного над ним на каротажном кабеле 12 вставного струйного насоса 4. Производят установку вставного струйного насоса 4 в его корпусе 3.
После установки вставного струйного насоса 4 производят отбивку забоя с помощью комплексного каротажного прибора 11, устанавливают комплексный каротажный прибор 11 между кровлей пласта 25 и входной воронкой 10 и проводят дренирование пласта 25 с помощью вставного струйного насоса 4 с регистрацией забойного давления и контролем дебита скважины по мерной емкости насосного агрегата.
Дренирование начинают при величине депрессии на пласт 25 не более 0,1 от пластового давления для предотвращения нарушения упаковки проппанта в прискважинной зоне трещины продуктивного пласта 25 и его выноса потоком пластового флюида в скважину в процессе дренирования.
2
Депрессию ступенчато увеличивают путем увеличения давления подачи рабочего среды в сопло 15 вставного струйного насоса 4 и проводят дренирование при максимально возможной депрессии не менее 2-х часов, затем резко прекращают подачу рабочей среды в сопло 15 и с помощью комплексного каротажного прибора 11 проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления (КВД) в течении расчетного времени, после чего проводят регистрацию индикаторной кривой (ИК) путем дренирования пласта 25 при 3-5 значениях давления насосного агрегата (Ра), например, при Ра=30, 50, 70, 90, 110 кг/см,
При этом при каждом значении Ра замеряют по мерной емкости насосного агрегата объем откачанного пластового флюида, а по данным датчика давления комплексного каротажного прибора 11 регистрируют забойное давление, причем время дренирования при каждом значении Ра должно быть не менее 1-го часа после стабилизации забойного давления, а далее, не прекращая работы насосного агрегата, с помощью комплексного каротажного прибора 11 проводят регистрацию профиля притока с последующей отбивкой забоя скважины.
После прекращения работы насосного агрегата, выравнивают давления под и над корпусом 3 вставного струйного насоса 4 путем надавливания головкой комплексного каротажного прибора 11 снизу на шток 22, при этом второй обратный клапан 20 открывается, что обеспечивает переток жидкой среды скважины через вставной струйный насос 4 в подпакерную зону скважины с выравниванием давления над и под вставным струйным насосом 4, после чего извлекают на каротажном кабеле 12 вставной струйный насос 4 с комплексным каротажным прибором 11 на поверхность.
Изобретение может найти применение при испытании, освоении и эксплуатации нефтяных и газоконденсатных скважин, а также при их капитальном ремонте.