ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Полезная модель относится к горной промышленности, в частности, к оборудованию для восстановления и повышения коллекторских свойств призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин и может найти применение при кислотных, термических обработках; гидроразрывах, перфорациях пласта и т.п.
Известно скважинное оборудование для обработки призабойной зоны, включающее колонну труб, спущенную в ствол скважины для подачи, например, через них соляной кислоты в пласт (И.М.Муравьев, Р.С.Андриасов и др. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Недра, М. 1970 г. стр.172-173).
Недостаток оборудования заключается в том, что при глушении скважины перед ремонтом по переводу ее после обработки на насосную эксплуатацию, жидкость глушения контактирует с нефтенасыщенным коллектором призабойной зоны и снижает его емкостно-фильтрационные свойства. Уменьшается дебит скважины, снижается эффективность обработки.
Известно скважинное оборудование для обработки призабойной зоны, включающее колонну труб, спущенную в перфорированный ствол скважины, и обратный клапан, перекрывающий выше перфорации пласта ствол скважины. Обратный клапан состоит из седла и постоянно контактирующего с ним неизвлекаемого (стационарного) запорного
шарового элемента (Р.Т.Габдуллин, В.М.Хусаинов, Н.И.Хаминов «Сохранение коллекторских свойств пластов при вторичном их вскрытии, эксплуатации и ремонте скважин» «Нефтяное хозяйство» №6 2003 г., стр.78-81).
Недостаток скважинного оборудования заключается в том, что запорный шаровой элемент обратного клапана является неизвлекаемым, т.е. при обработке он перекрывает проходной канал в призабойную зону, препятствуя прохождению жидкости, приборов и спецоборудования, например, колонны гибких труб в интервал перфорации ствола.
Технической задачей, решаемой полезной моделью, является исключение негативного влияния жидкости глушения на емкостно-фильтрационные свойства коллектора призабойной зоны скважины, при обеспечении свободного прохода технологической жидкости, приборов и спецоборудования в ее призабойную зону.
Поставленная цель достигается тем, что в оборудовании обработки призабойной зоны содержащем: колонну труб, спущенную в перфорированный ствол скважины, и, перекрывающей ниже колонны труб над интервалом перфорации обратный клапан, состоящий из запорного элемента и седла, согласно полезной модели, седло выполнено с проходным отверстием диаметром меньше размера внутреннего диаметра колонны труб.
Сущность полезной модели заключается в том, что обработка призабойной зоны скважины, например, кислотой с последующим спуском гибкой трубы через колонну труб в ствол ниже обратного клапана для
промывки призабойной зоны, ведется без запорного элемента обратного клапана. После окончания процесса обработки и извлечения из скважины гибкой трубы в колонну труб до посадки в седло обратного клапана сбрасывается запорный элемент, например, шар. В скважине технологическая жидкость меняется на жидкость глушения большой плотности, извлекается колонна труб и спускается насосное оборудование для эксплуатации скважины. Таким образом, исключается контакт жидкости глушения с коллектором призабойной зоны скважины. Положительные результаты кислотной обработки полностью сохраняются.
На чертеже схематично представлен вариант скважинного оборудования для кислотной обработки призабойной зоны.
Оборудование для обработки призабойной зоны скважины включает колонну труб 1, спущенную в перфорированный ствол 2 скважины и седло 3 обратного клапана, герметично встроенное над интервалом перфорации ствола в эксплутационную колонну 4 скважины. Диаметр проходного отверстия седла 3 меньше внутреннего диаметра колонны труб 1. Седло 3 имеет направляющие 5 для гарантированной посадки запорного элемента на седло обратного клапана (запорный элемент обратного клапана на рисунке не показан).
Запорный элемент, например в соответствии с а.с. №561782, состоит из шарового запорного органа, жестко соединенного со штоком. Для центровки в направляющих седла шток имеет центратор, а для извлечения запорного элемента из скважины ловильную головку.
Запорный элемент может быть выполнен узлом (подобие всасывающего клапана вставного штангового насоса для добычи нефти), включающим шаровой запорный элемент, седло и клетку. Клетка специальным посадочным конусом устанавливается и герметизируется в седле 3 обратного клапана.
Для кислотной обработки призабойной зоны скважины спускают 60-89 мм колонну насосных труб 1 на глубину 8-16 мм выше седла 3 обратного клапана. Седло 3 обратного клапана встраивают, например с помощью пакера, в эксплутационную колонну 4 на глубину 10-20 м выше кровли продуктивного пласта. На устье скважины устанавливают арматуру с устьевым сальником 6 для пропуска в скважину гибкой колонны труб 7. Гибкую колонну труб 7 диаметром 32 мм спускают в колонну труб 1 через отверстие седла 3 обратного клапана в призабойную зону скважины. С устья скважины под давлением подают раствор кислоты в призабойную зону. Продукты реакции поступают по заколонному пространству между гибкой трубой 7 и колонной труб 1 и изливаются на устье в емкость (на рисунке не показана). После прокачки нормированного объема кислоты подачей в гибкую колонну труб проводят интенсивную промывку призабойной зоны пласта нефтью. Затем гибкую трубу 7 извлекают из скважины, а в колонну труб 1 до посадки в седло 3 сбрасывают запорный элемент обратного клапана.
Прямой промывкой через колонну труб 1 в скважине нефть заменяют на жидкость глушения повышенной плотности. Ниже обратного клапана жидкость в призабойную зону и пласт не поступает. Пласт призабойной
зоны сохраняет емкостно-фильтрационные свойства, восстановленные в процессе кислотной обработки. Плотность жидкости глушения должна обеспечивать давление столба над клапаном на 10-15% выше, чем под клапаном при восстановленном пластовом давлении.
Далее колонну труб 1 извлекают, а в скважину спускают насосное оборудование для ее эксплуатации. Насос откачивает жидкость глушения. Нефть начинает поступать из пласта в скважину, а затем в насос.
Технико-экономическая или иная эффективность:
1. Предложенное оборудование позволяет предупредить снижение продуктивности призабойной зоны скважин при спуске насосного оборудования после обработки пласта.
2. Сокращение сроков вывода скважины на режим с потенциальным дебитом, обеспеченным обработкой ее призабойной зоны.