RU2310059C1

RU2310059C1 - Method for pulsed well bottom zone treatment

Info

Publication number: RU2310059C1
Application number: RU2006114085/03A
Authority: RU
Inventors: Фанил Роменович Зарипов (RU); Фанил Роменович Зарипов; ко Анатолий Васильевич Корен (RU); Анатолий Васильевич Кореняко; Александр Сергеевич Кондратьев (RU); Александр Сергеевич Кондратьев
Original assignee: Фанил Роменович Зарипов; Анатолий Васильевич Кореняко; Александр Сергеевич Кондратьев
Priority date: 2006-04-26
Filing date: 2006-04-26
Publication date: 2007-11-10

Abstract

FIELD: oil production industry, particularly to develop and clean oil production well bottom zone and equipment of asphalt-tar-paraffin deposits and mechanical impurities.

SUBSTANCE: method involves forming depression pressure drop between bottomhole formation zone and flow string interior by injecting fluid in hole annuity; releasing pressure as fluid intensively moves from bottomhole formation zone to day surface via flow string after rapid flow string interior opening by flow shutoff means; creating periodic depression-repression pressure pulses in bottomhole formation zone; controlling damped pressure oscillations with the use of wellhead pressure sensors; carrying out repeated pressure drop forming and pressure release cycles along with pressure pulse creation until current pressure drop formation time becomes equal to time of previous cycle. Sections to be treated are selected within perforation interval of casing pipe and each section is subjected to serial pulsed action by flow string movement for perforation interval section height. Depression pressure drop between bottomhole formation zone and hole annuity is created simultaneously with depression pressure drop between bottomhole formation zone and flow string interior. As fluid intensively moves from bottomhole formation zone to day surface via hole annuity after rapid flow string interior opening by flow shutoff means pressure is released. Periodic depression-repression pressure wave pulses between bottomhole formation zone and hole annuity are created simultaneously with creation of periodic depression-repression pressure pulses between bottomhole formation zone and flow string interior by damping hydraulic impacts by fluid flow commutation in hole annuity with the use of shutoff means. Intervals between time when reverse hydraulic impact pressure wave amplitudes reach maximal values during depression creation after simultaneous opening of shutoff means in flow string and hole annuity and time when amplitudes of pressure waves caused by hydraulic impact repression in flow string and hole annuity reach maximal value are determined. The hydraulic impacts are reflected from casing pipe perforation interval to be treated. Conditions to provide equal impact wave propagation velocities are created by shutoff means throat change. Then casing pipe, flow string and other equipment are flushed.

EFFECT: increased efficiency of bottomhole formation zone treatment by increased permeability thereof and improved cleaning of casing pipe interior, flow string interior and exterior surfaces, as well as another equipment installed in well.

1 ex, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам освоения и очистки призабойных зон эксплуатационных скважин нефтяных месторождений и размещенного в них оборудования от асфальтосмолопарафиновых образований и мехпримесей.The invention relates to the field of the oil industry, and in particular to methods for developing and cleaning bottom-hole zones of production wells of oil fields and equipment located therein from asphalt-resin-paraffin formations and solids.

Известен способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины путем создания периодических импульсов давления в прискважинной зоне пласта в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости скважины и создающей репрессионно-депрессионные импульсы, и стравливание давления при перемещении жидкости по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности. При этом скважину оборудуют задвижкой, выше нее монтируют цилиндр высокого давления с боковым отводом для заливки жидкости и слива загрязнений и с поршнем, и выше него соосно - цилиндр низкого давления с патрубками для подвода сжатого газа и с поршнем, соединенным с поршнем цилиндра высокого давления, образующими гидравлический мультипликатор. Периодические импульсы давления в прискважинной зоне для формирования затухающей стоячей волны создают ударом по поверхности скважинной жидкости разрядом сжатого газа через гидравлический мультипликатор подачей сжатого газа в цилиндр низкого давления через патрубок, находящийся над поршнем, под давлением, меньшим на величину отношения квадратов диаметров цилиндров. Стравливание давления в скважине формируют созданием разрежения через гидравлический мультипликатор подачей сжатого газа в цилиндр низкого давления через патрубок, находящийся под поршнем, под давлением, меньшим на величину отношения квадратов диаметров цилиндров (Пат. РФ №2243368, кл. Е21В 43/25, 2003).A known method of processing the borehole zone of the formation, including the formation of a depression of the pressure differential between the borehole zone of the formation and the cavity of the well by creating periodic pressure pulses in the borehole zone of the formation in the form of a damped standing wave moving along the cavity of the well and creating repression-depression impulses, and relieving pressure when moving fluid along the well from the borehole zone of the reservoir to the surface. In this case, the well is equipped with a valve, above it a high-pressure cylinder with a lateral outlet is installed for pouring fluid and draining contaminants and with a piston, and coaxially above it is a low-pressure cylinder with nozzles for supplying compressed gas and with a piston connected to the piston of the high-pressure cylinder, forming a hydraulic multiplier. Periodic pressure pulses in the borehole zone for the formation of a decaying standing wave are created by hitting the surface of the borehole fluid with a discharge of compressed gas through a hydraulic multiplier by supplying compressed gas to the low-pressure cylinder through a nozzle located above the piston under a pressure smaller by the ratio of the square of cylinder diameters. The pressure relief in the well is formed by creating a vacuum through a hydraulic multiplier by supplying compressed gas to the low-pressure cylinder through a nozzle located under the piston under a pressure lower by the ratio of the square of cylinder diameters (Pat. RF No. 2243368, class E21B 43/25, 2003) .

Известное решение имеет низкую техническую эффективность, определяемую тем, что депрессионно-репрессионное воздействие оказывается сразу на всю зону перфорации обсадной трубы. При такой организации воздействия в первую очередь произойдет восстановления приемистости той части прискважинной зоны, которая и в исходном состоянии (до обработки) обладала более высокой приемистостью. В ходе последующих обработок именно из этой зоны будет высокий приток флюида при создании депрессии в скважине или она будет иметь большую приемистость при создании репрессии в скважине. В результате восстановление характеристик прискважинной зоны произойдет не по всей зоне перфорации скважины, а только на ее части, что снижает техническую эффективность способа.The known solution has low technical efficiency, determined by the fact that the depression-repression effect is immediately on the entire perforation zone of the casing. With such an organization of impact, the injectivity of that part of the near-wellbore zone, which, in the initial state (before treatment), had a higher injectivity, will first of all be restored. In subsequent treatments, it is from this zone that there will be a high flow of fluid when creating depression in the well, or it will have a high injectivity when creating repression in the well. As a result, the restoration of the characteristics of the borehole zone does not occur throughout the well perforation zone, but only in its part, which reduces the technical efficiency of the method.

Известен способ обработки прискважинной зоны пласта, содержащий периоды обработки, включающие формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины предварительной закачкой флюида в скважину, создание периодических импульсов давления в прискважинной зоне пласта в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по скважине, и стравливание давления при перемещении флюида по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности. Создание затухающей стоячей волны, перемещающейся по скважине, и стравливание давления при перемещении флюида по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности осуществляют в полости межтрубного пространства (МТП) скважины. Периоды обработки чередуют с промывкой скважины (Пат. РФ №2225505, кл. Е21В 43/25, 2002).A known method of processing the borehole zone of the formation, comprising treatment periods including the formation of a depressurized pressure differential between the borehole zone of the formation and the well cavity by pre-pumping fluid into the well, creating periodic pressure pulses in the borehole zone of the formation in the form of a damped standing wave moving along the well, and relieving pressure when moving fluid through the well from the near-wellbore zone of the formation to the surface. The creation of a damped standing wave moving along the well and pressure relief when the fluid moves through the well from the borehole zone of the formation to the surface is carried out in the annulus of the well. The treatment periods alternate with flushing the well (Pat. RF No. 2225505, CL EV 43/25, 2002).

Известный способ обладает низкой технической эффективностью, поскольку при стравливании давления из МТП скважины депрессионный перепад давления возникает не только между прискважинной зоной пласта и МТП скважины, но и между МТП скважины и внутренней полостью насосно-компрессорной трубы (НКТ), находящейся в скважине. В результате этого, наряду с притоком флюида из прискважинной зоны пласта, возникнет значительный приток жидкости из внутренней полости НКТ, что приведет к возникновению противофазной волны разрежения во внутренней полости НКТ и к уменьшению амплитуды стоячей волны, перемещающейся по МТП скважины. В результате этого эффективность рассматриваемого способа обработки скважин сильно понизится. При высокой степени кольматации прискважинной зоны скважины предложенный способ будет перемещать флюид из внутреннего объема НКТ в МТП скважины и наоборот, не обеспечивая очистки прискважинной зоны скважины. Создание волн разрежения в МТП снижает амплитуду волны разрежения, воздействующей на перфорированную часть обсадной колонны, поскольку при переходе волны депрессии из МТП в объем перфорированной части обсадной колонны амплитуда волны разрежения уменьшится в отношение, равное отношению площади поперечного сечения МТП к площади поперечного сечения обсадной колонны, что также понижает эффективность способа.The known method has low technical efficiency, because when bleeding pressure from the MTP well, the depressive pressure drop occurs not only between the borehole zone of the formation and the MTP well, but also between the MTP well and the internal cavity of the tubing located in the well. As a result of this, along with the influx of fluid from the near-wellbore zone of the formation, there will be a significant influx of fluid from the internal cavity of the tubing, which will lead to the appearance of an out-of-phase rarefaction wave in the internal cavity of the tubing and to a decrease in the amplitude of the standing wave moving along the MTP well. As a result, the effectiveness of the considered method of processing wells will greatly decrease. With a high degree of mudding of the borehole zone of the well, the proposed method will move the fluid from the internal volume of the tubing to the well’s reservoir and vice versa, without cleaning the borehole zone of the well. The creation of rarefaction waves in the MTF reduces the amplitude of the rarefaction wave acting on the perforated part of the casing, since when the depression wave passes from the MTF to the volume of the perforated part of the casing, the amplitude of the rarefaction wave decreases in a ratio equal to the ratio of the cross-sectional area of the MTF to the cross-sectional area of the casing, which also reduces the effectiveness of the method.

Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, заключающийся в герметизации скважины с помешенной в ней колонной НКТ и перфорированным продуктивным пластом, подаче рабочей жидкости в скважину, создании в скважине избыточного статического давления, осуществлении гидроудара в верхней части колонны НКТ, передаче его по столбу жидкости, отклонении при выходе из колонны и последовательному дискретному перемещению нижнего ее конца вдоль скважины до следующего участка перфорированного продуктивного пласта после обработки предыдущего. Подачу рабочей жидкости в скважину осуществляют непрерывно в объеме, большем чем текущая приемистость пласта, величину создаваемого статического давления изменяют от минимального значения, обеспечивающего постоянное поджатие передающей гидроудар рабочей жидкости к ударному органу, до максимального значения, величина которого не превышает давление репрессии с учетом давления столба жидкости. Гидроудар накладывают на переменное статическое давление, отклоняют возникшие при гидроударе акустические волны, направляют векторы воздействия волн на боковую поверхность скважины и в глубину щелей перфорации, при этом контролируют величину изменения интенсивности колебаний звуковых волн и расход подаваемой в скважину рабочей жидкости. При неизменной интенсивности колебаний звуковых волн осуществляют перемещение нижнего конца колонны на расстояние, равное величине проекции на вертикальную ось скважины, по меньшей мере, одного минимального расстояния между двумя ближайшими щелями перфорации, и снова повторяют воздействие гидроударом. По изменению интенсивности звуковых колебаний и последующему увеличению расхода рабочей жидкости судят об обнаружении, по крайней мере, одной зоны равновесия, уравновешивающей горное давление вокруг скважины в пределах воздействия гидроудара, при обнаружении такой зоны воздействуют на нее силовой нагрузкой гидроудара до резкого повышения расхода рабочей жидкости (Пат. РФ №2190762, кл. Е21В 43/25, 2000).A known method of processing the bottom-hole zone of a productive formation, which consists in sealing a well with a tubing string placed in it and a perforated reservoir, supplying working fluid to the well, creating excessive static pressure in the well, effecting a water hammer in the upper part of the tubing string, transferring it along a liquid column, deviation at the exit from the column and sequential discrete movement of its lower end along the well to the next section of the perforated reservoir after treatment and the previous one. The supply of working fluid to the well is carried out continuously in a volume greater than the current injectivity of the formation, the magnitude of the generated static pressure is changed from the minimum value that ensures constant compression of the transmitting hydraulic shock of the working fluid to the shock body to a maximum value, the value of which does not exceed the repression pressure, taking into account the column pressure liquids. The water hammer is applied to an alternating static pressure, the acoustic waves generated during the water hammer are rejected, the wave action vectors are directed to the side surface of the well and into the depth of the perforation cracks, while the magnitude of the change in the intensity of the sound waves and the flow rate of the working fluid supplied to the well are controlled. At a constant intensity of sound wave vibrations, the lower end of the column is moved a distance equal to the projection onto the vertical axis of the well, at least one minimum distance between the two nearest perforation slots, and the impact is repeated again. By the change in the intensity of sound vibrations and the subsequent increase in the flow rate of the working fluid, it is judged that at least one equilibrium zone balancing the rock pressure around the well within the limits of the impact of the hydraulic shock is detected; if such a zone is detected, it is affected by the power load of the hydraulic shock to a sharp increase in the flow rate of the working fluid ( Pat. Of the Russian Federation No. 2190762, CL ЕВВ 43/25, 2000).

Известный способ обладает низкой технической эффективностью, поскольку использование заполненной жидкостью колонны НКТ в качестве объекта, который подвергается гидроудару, не позволяет создать большое депрессионно-репрессионное воздействие на прискважинную зону. Перепад давления, возникающий при прямом или обратном гидроударе, определяется по формуле: ΔP_уд=ρCU, где ρ - плотность жидкости; U - скорость течения жидкости; С - скорость распространения ударной волны, которая может быть определена по известной формуле Жуковского Н.Е. (Гидравлика, гидравлические машины и гидравлические приводы. Башта Т.М., Руднев С.С., Некрасов Б.Б. и др. М.: Маш. 1970, с.159-161). Поскольку площадь поперечного сечения НКТ всегда в несколько раз меньше площади поперечного сечения обсадной колонны или площади поперечного сечения МТП, то при прочих равных условиях (плотности жидкости, скорости истечения жидкости из скважины, скорости ударной волны) ударное воздействие, создаваемое в НКТ, которое передается на поверхность обсадной колонны, всегда ниже воздействия, которое может быть реализовано при воздействии гидроударом на полую обсадную колонну. По этой причине фактическая депрессия или репрессия ударной волны, созданная в колонне НКТ, при воздействии на зону перфорации, расположенную на обсадной колонне, уменьшится в кратность, примерно равную отношению площади поперечного сечения НКТ к площади поперечного сечения обсадной колонны.The known method has low technical efficiency, since the use of a liquid-filled tubing string as an object that is subjected to water hammer does not allow a large depressive and repressive effect on the borehole zone to be created. The pressure drop that occurs during direct or reverse hydraulic shock is determined by the formula: ΔP _beats = ρCU, where ρ is the density of the liquid; U is the fluid flow rate; C is the propagation velocity of the shock wave, which can be determined by the well-known formula of N. Zhukovsky. (Hydraulics, hydraulic machines and hydraulic drives. T. Bashta, S. S. Rudnev, B. B. Nekrasov and others. M .: Mash. 1970, p. 159-161). Since the cross-sectional area of the tubing is always several times smaller than the cross-sectional area of the casing or the cross-sectional area of the MTP, ceteris paribus (fluid density, speed of fluid flow from the well, shock wave velocity), the impact created in the tubing, which is transmitted to the surface of the casing is always lower than the effect that can be realized by exposing the hollow casing to a water hammer. For this reason, the actual depression or repression of the shock wave created in the tubing string, when exposed to the perforation zone located on the casing string, will decrease by a factor approximately equal to the ratio of the tubing cross-sectional area to the casing string cross-sectional area.

Важным фактором, также снижающим техническую эффективность способа, является и то, что отложения и мехпримеси в поровых каналах прискважинной зоны первоначально подвергаются воздействию прямого гидроудара, амплитуда которого больше амплитуды последующего депрессионного воздействия, вследствие чего сорванные отложения не будут удаляться из скважины, а с каждым очередным циклом воздействия будут продвигаться все более вглубь пласта, что нежелательно, так как при этом будет загрязняться более удаленная от скважины зона. В результате этого эффект очистки прискважинной зоны будет иметь кратковременный характер, поскольку сорванные отложения при последующей эксплуатации скважины будут перемещаться в прискважинную зону, уменьшая ее проницаемость.An important factor that also reduces the technical efficiency of the method is the fact that deposits and solids in the pore channels of the borehole zone are initially exposed to direct hydraulic shock, the amplitude of which is greater than the amplitude of the subsequent depressive effect, as a result of which the torn deposits will not be removed from the well, and with each successive the impact cycle will move deeper into the reservoir, which is undesirable, as this will contaminate the zone farthest from the well. As a result of this, the effect of cleaning the near-wellbore zone will have a short-term character, since the torn deposits during subsequent operation of the well will move into the near-wellbore zone, reducing its permeability.

Известен также способ обработки прискважинной зоны пласта, содержащий периоды обработки, включающие формирование депрессионного перепада давления между прискважинной зоной пласта и полостью скважины для очистки упомянутой прискважинной зоны пласта путем предварительной закачки флюида в скважину, создание периодических импульсов давления в прискважинной зоне пласта в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по скважине, и стравливание давления при перемещении флюида по скважине из прискважинной зоны пласта к дневной поверхности для выноса загрязнений с использованием установки для промывки скважин. Установку для промывки скважин подключают к МТП скважины и к колонне НКТ. МТП скважины изолируют пакером по нижней границе интервала перфорации и по мере заполнения интервала перфорации осадком, образующимся из разрушенной породы и накапливающимся над пакером в результате постепенной и равномерной очистки прискважинной зоны пласта по всей длине интервала перфорации, выключают пакер и осуществляют промывку скважины, не поднимая колонну НКТ (Пат. РФ №2255214, кл. Е21В 43/25, 2003).There is also known a method of processing the borehole zone of the formation, containing periods of treatment, including the formation of a depressurized pressure differential between the borehole zone of the formation and the cavity of the well for cleaning said borehole zone of the formation by first pumping fluid into the well, creating periodic pressure pulses in the borehole zone of the formation in the form of a decaying standing wave moving along the well, and venting when the fluid moves along the well from the near-wellbore zone of the formation to the day surface ty for the removal of contaminants using the apparatus for washing wells. The installation for washing wells is connected to the wells and to the tubing string. MTP wells are isolated by the packer along the lower boundary of the perforation interval and as the perforation interval is filled with sediment formed from the destroyed rock and accumulated above the packer as a result of gradual and uniform cleaning of the borehole formation zone along the entire length of the perforation interval, the packer is turned off and the well is flushed without lifting the column Tubing (Pat. RF №2255214, CL EV 43/25, 2003).

Известный способ обладает низкой технической эффективностью, поскольку депрессионный перепад давления формируется между прискважинной зоной скважины и полостью МТП скважины, составляющей лишь часть полости скважины, а наличие в скважине колонны НКТ, обладающей большим модулем упругости по сравнению с модулем упругости флюида, находящегося в МТП, уменьшает амплитуды создаваемых импульсов давления, в результате чего снижается эффективность рассматриваемого способа.The known method has low technical efficiency, since a depressive pressure drop is formed between the borehole zone of the well and the cavity of the well’s fracture chamber, which is only part of the well’s cavity, and the presence of a tubing string in the well, which has a large elastic modulus compared to the elastic modulus of the fluid in the reservoir, the amplitudes of the generated pressure pulses, resulting in a decrease in the efficiency of the method under consideration.

Техническая эффективность способа также снижается в связи с тем, что депрессионно-репрессионное воздействие, оказываемое сразу на всю зону перфорации обсадной колонны, как отмечалось выше, не обеспечивает восстановление приемистости скважины по всей зоне перфорации в равной мере.The technical efficiency of the method is also reduced due to the fact that the depression-repression effect exerted immediately on the entire perforation zone of the casing string, as noted above, does not provide equal recovery of the well injectivity throughout the perforation zone.

Кроме того, образующийся из фрагментов разрушенной породы прискважинной зоны скважины и мехпримесей осадок на дне забоя скважины, обладающий высокой пористостью, выполняет роль демпфирующего элемента по отношению к создаваемым периодическим импульсам давления в МТП скважины, что также снижает эффективность рассматриваемого способа.In addition, the sediment formed from fragments of the destroyed rock of the borehole zone of the well and mechanical impurities at the bottom of the bottom of the well, having high porosity, plays the role of a damping element with respect to the generated periodic pressure pulses in the well's MTP, which also reduces the effectiveness of the considered method.

По мере заполнения интервала перфорации над пакером осадком, при создании репрессии, верхняя часть осадка будет размываться струей флюида, поступающей по МТП, и часть размытого осадка вместе с флюидом будет направляться через перфорационные отверстия в прискважинную зону, что также понижает эффективность рассматриваемого способа. Кроме того при подъеме пакера на поверхность высока вероятность его прихвата, так как мехпримеси никогда полностью не удаляются с интервала перфорации.As the perforation interval is filled over the sediment packer, when repression is created, the upper part of the sediment will be eroded by the fluid stream supplied through the MTP, and part of the washed sediment along with the fluid will be directed through the perforations into the borehole zone, which also reduces the effectiveness of the method under consideration. In addition, when lifting the packer to the surface, there is a high probability of sticking it, since the solids are never completely removed from the perforation interval.

Наиболее близким техническим решением (прототипом) является способ освоения и очистки призабойной зоны пласта импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью НКТ, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по НКТ к дневной поверхности при резком открытии прерывателем полости НКТ, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока флюида. Депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью НКТ формируют путем закачки флюида в МТП скважины при закрытии прерывателем полости НКТ. Стравливание производят при закрытии на устье полости МТП и резком открытии прерывателем полости НКТ. Периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем в период наиболее интенсивного подъема флюида из скважины. Затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления, установленному в полости НКТ, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления на уровне призабойной зоны путем открытия прерывателем полости НКТ. Этапы стравливания, формирования импульсов давления и прерывания последних повторяют до снижения сформированного перепада давления, циклы формирования перепада давления, этапы стравливания с формированием импульсов давления проводят до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла. В качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин используют техническую воду в композиции с химическими реагентами, в частности техническую воду, а в добывающих скважинах используют нефть в композиции с химическими реагентами, в частности нефть (Пат. РФ №2159326, кл. Е21В 43/25, 1999).The closest technical solution (prototype) is a method of developing and cleaning the bottom-hole formation zone by pulsed drainage, including the formation of a depressurized pressure differential between the bottom-hole formation zone and the tubing cavity, pressure relief during intensive movement of the fluid from the bottom-hole formation zone along the tubing to the day surface when the breaker opens it abruptly tubing cavity, the creation of periodic pressure pulses in the bottomhole formation zone by switching the fluid flow breaker. Depression differential pressure between the bottom-hole zone of the formation and the tubing cavity is formed by pumping fluid into the MTP well when the tubing cavity is closed by a breaker. Bleeding is done when closing the ICC cavity at the mouth and abruptly opening the tubing cavity with a breaker. Periodic pressure pulses are created in the form of a decaying standing wave moving along the tubing cavity at each stage of pressure release by abruptly blocking the tubing cavity with a breaker during the period of the most intense rise of the fluid from the well. The damped oscillations are monitored by the wellhead pressure sensor installed in the tubing cavity and interrupted in the initial period of the depressurization of pressure at the bottomhole zone by opening the tubing cavity with a breaker. The stages of bleeding, the formation of pressure pulses and interruption of the latter are repeated until the formed pressure drop is reduced, the cycles of pressure differential formation, the stages of bleeding with the formation of pressure pulses are carried out until the current time of the pressure drop formation, which is monitored at each cycle and increases by the first cycles with the same fluid injection performance will not be equal to the time of the previous cycle. As the fluid injected into the well for processing injection wells, process water is used in a composition with chemical reagents, in particular process water, and oil is used in production wells in a composition with chemical reagents, in particular oil (Pat. RF No. 2159326, class Е21В 43 / 25, 1999).

Известный способ обладает недостаточной технической эффективностью, поскольку при стравливании давления из внутренней полости НКТ депрессионный перепад давления возникает не только между призабойной зоной пласта и полостью НКТ, но и между МТП скважины и прискважинной зоной пласта. В результате этого, наряду с притоком флюида из призабойной зоны пласта, возникнет приток флюида из МТП скважины, что приведет к возникновению противофазной волны разрежения в МТП скважины и в конечном счете к уменьшению амплитуды стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ. В результате этого эффективность рассматриваемого способа обработки скважин сильно понизится.The known method has insufficient technical efficiency, because when bleeding pressure from the internal cavity of the tubing, the depressive pressure drop arises not only between the bottomhole formation zone and the tubing cavity, but also between the MTP well and the borehole formation zone. As a result of this, along with the influx of fluid from the bottomhole formation zone, there will be an influx of fluid from the MTF well, which will lead to the appearance of an out-of-phase rarefaction wave in the MTT well and ultimately to a decrease in the amplitude of the standing wave moving along the tubing cavity. As a result, the effectiveness of the considered method of processing wells will greatly decrease.

Кроме того, как указывалось выше, техническая эффективность способа снижается в связи с тем, что депрессионно-репрессионное воздействие, оказываемое сразу на всю зону перфорации обсадной трубы, не обеспечивает восстановление приемистости скважины по всей зоне перфорации в равной мере.In addition, as mentioned above, the technical efficiency of the method is reduced due to the fact that the depressive and repressive effect exerted immediately on the entire perforation zone of the casing does not provide equal recovery of the well injectivity throughout the perforation zone.

Воздействие как обратного, так и прямого гидроударов (депрессионно-репрессионных импульсов давления - гидроударных волн) на заполненную флюидом колонну НКТ, как отмечено выше, также снижает техническую эффективность известного способа обработки призабойной зоны скважины по сравнению с воздействием, оказываемым через полость обсадной колонны, в кратность, примерно равную отношению площади поперечного сечения НКТ к площади поперечного сечения обсадной колонны. Поскольку на практике диаметр обсадной колонны примерно в два раза превосходит диаметр колонны НКТ, это означает, что амплитуда депрессионно-репрессионных волн снижается примерно в четыре раза, что значительно снижает эффективность известного способа.The effect of both reverse and direct water hammer (depressive-repressive pressure pulses - water shock waves) on the fluid-filled tubing string, as noted above, also reduces the technical efficiency of the known method for processing the bottom-hole zone of the well compared to the effect exerted through the cavity of the casing string, in the ratio is approximately equal to the ratio of the tubular cross-sectional area to the casing cross-sectional area. Since in practice the diameter of the casing string is approximately two times the diameter of the tubing string, this means that the amplitude of the depression waves is reduced by about four times, which significantly reduces the effectiveness of the known method.

Целью изобретения является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта путем увеличения ее проницаемости, а также обеспечение очистки внутренней поверхности обсадной колонны, внутренней и наружной поверхностей колонны насосно-компрессорных труб и другого оборудования, установленного в скважине.The aim of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation by increasing its permeability, as well as providing cleaning of the inner surface of the casing string, the inner and outer surfaces of the string of tubing and other equipment installed in the well.

Поставленная цель решается тем, что в предлагаемом способе обработки импульсным воздействием призабойной зоны скважины с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней, включающем формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида в межтрубное пространство скважины при закрытии прерывателем потока полости насосно-компрессорных труб, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при резком открытии прерывателем потока полости насосно-компрессорных труб, создание периодических депрессионно-репрессионных импульсов давления в призабойной зоне пласта за счет затухающих гидроударов, создаваемых путем коммутации прерывателем потока флюида, перемещающегося по полости колонны насосно-компрессорных труб на каждом этапе стравливания давления, контролирование затухающих колебаний давления по устьевым датчикам давления, установленным в полостях насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, проведение повторных циклов формирования перепада давления, этапов стравливания с формированием импульсов давления до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла, использование в качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин, в частности, технической воды в композиции с химическими реагентами, а в добывающих скважинах - нефти в композиции с химическими реагентами, в частности нефти, промывку обсадной колонны от отложений, образующихся в процессе обработки скважины, в отличие от прототипа выделяют обрабатываемые участки в интервале перфорации обсадной колонны скважины и оказывают последовательно импульсное воздействие на каждый участок, перемещая колонну насосно-компрессорных труб на высоту участка интервала перфорации, одновременно с формированием депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб формируют депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и межтрубным пространством скважины путем закачки флюида в межтрубное пространство при закрытии прерывателем потока межтрубного пространства, проводят стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по межтрубному пространству к дневной поверхности при резком открытии прерывателем потока межтрубного пространства, одновременно с созданием периодических депрессионно-репрессионных импульсов давления в призабойной зоне пласта и полостью насосно-компрессорной труб создают периодические депрессионно-репрессионные импульсы волн давления в призабойной зоне пласта и полостью межтрубного пространства за счет затухающих гидроударов путем коммутации прерывателем потока флюида в межтрубном пространстве, определяют интервалы времени между моментом достижения максимумов амплитуд волн давления обратного гидроудара при создании депрессии после одновременного открытия прерывателей потока колонны насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства и моментом достижения максимумов амплитуд волн давления при создании репрессии гидроударами в колонне насосно-компрессорных труб и межтрубном пространстве, отраженными от обрабатываемого участка интервала перфорации обсадной трубы скважины, определяют скорости распространения ударных волн в межтрубном пространстве и колонне насосно-компрессорной труб как отношение расстояния от устья скважины до обрабатываемого участка интервала перфорации обсадной колонны скважины к соответствующим интервалам времени между максимумами амплитуд волн обратного и отраженного гидроударов, создают условие равенства скоростей распространения ударных волн, изменяя проходное сечение прерывателей потока, после обработки участка интервала перфорации обсадной колонны проводят промывку обсадной колонны, насосно-компрессорных труб и другого оборудования, расположенного в скважине, от накопившихся в процессе обработки отложений.The goal is solved by the fact that in the proposed method of processing a pulse of the bottom hole of the well with the casing and the perforation interval in it, including the formation of a depressive pressure drop between the bottom of the formation and the cavity of the tubing by pumping fluid into the annulus of the well when the breaker closes the flow cavities of tubing, pressure relief during intensive movement of fluid from the bottomhole formation zone along the tubing bam to the surface when the breaker opens the cavity of the tubing, the creation of periodic depressive-repressive pressure pulses in the bottomhole zone of the formation due to damped water hammer generated by the chopper switching the fluid flow moving through the cavity of the column of tubing at each stage of bleeding pressure control of damped pressure fluctuations by wellhead pressure sensors installed in the cavities of tubing and annulus In the process of conducting repeated cycles of pressure drop formation, bleeding stages with the formation of pressure pulses until the current time of pressure drop formation, which is monitored in each cycle and which increases in the first cycles at the same fluid injection rate, is not equal with the time of the previous cycle, use as a fluid injected into the well for processing injection wells, in particular, process water in a composition with chemical reagents, and in in the living wells - oil in a composition with chemical reagents, in particular oil, flushing the casing from deposits formed during the treatment of the well, in contrast to the prototype, the treated areas are isolated in the interval of perforation of the casing of the well and have a successive pulse effect on each section, moving the casing tubing to the height of the section of the perforation interval, simultaneously with the formation of a depression of the differential pressure between the bottomhole formation zone and the cavity on the main-compressor pipes form a pressure drop between the bottom-hole zone of the formation and the annulus of the well by pumping fluid into the annulus when the interrupter closes the flow of the annulus, pressure is vented when the fluid moves intensively from the bottom of the formation along the annulus to the day surface with a sharp opening of the annulus the annulus flow, simultaneously with the creation of periodic depression and repression pulses In the near-wellbore zone of the formation and the cavity of the tubing create periodic depression-repression pulses of pressure waves in the near-well zone of the formation and the cavity of the annulus due to damping hydraulic shock by switching the fluid flow in the annulus with a breaker, determine the time intervals between the moment of reaching the maximum amplitudes of the pressure wave amplitudes reverse shock during the creation of depression after the simultaneous opening of the flow breakers of the string of tubing and annulus the space and the moment of reaching the maximum amplitudes of the pressure waves when creating repression by water hammer in the tubing string and the annulus reflected from the processed section of the perforation interval of the casing, determine the propagation velocity of the shock waves in the annulus and the tubing string as the ratio of the distance from the wellhead to the machined section of the perforation interval of the casing of the well to the corresponding time intervals between by the maximum amplitudes of the waves of the backward and reflected hydroshocks, they create the condition for equal propagation velocities of shock waves by changing the flow cross section of the flow breakers; after processing the section of the perforation interval of the casing string, the casing string, tubing and other equipment located in the well are washed from accumulated in the process sediment handling.

Одновременное формирование депрессионного воздействия в полости МТП и внутренней полости НКТ обеспечивает одновременное формирование депрессионно-репрессионного воздействия за счет гидроударов, созданных в МТП и колонне НКТ, на обрабатываемый участок перфорированного интервала обсадной колонны скважины. При этом волны давления с максимальной амплитудой в каждой из полостей (НКТ и МТП) одновременно достигают обрабатываемого участка перфорированного интервала обсадной колонны скважины в режиме резонанса, что обеспечивает максимальное воздействие на призабойную зону пласта и позволяет достигнуть наибольшего эффекта. Это воздействие оказывается локально на выделенный участок перфорированного интервала обсадной колонны скважины, что позволяет в процессе обработки достигнуть максимальной степени восстановления проницаемости обрабатываемого участка, поскольку вся энергия гидродинамического воздействия ограничена объемом обрабатываемого участка перфорированного интервала обсадной колонны скважины. Последовательная дискретная по отдельным выделенным участкам обработка всего интервала перфорации обсадной колонны скважины обеспечивает восстановление проницаемости в равной степени всей продуктивной зоны пласта. Приток нефти, как правило, начинается даже с пропластков, которые ранее не работали. Промывка скважины от отложений, после обработки участка интервала перфорации обсадной колонны скважины, предотвращает загрязнение последующих участков прискважинной зоны.The simultaneous formation of a depressive effect in the MTP cavity and the inner tubing cavity provides for the simultaneous formation of the depressive and repressive effect due to the hydraulic shocks created in the MTP and the tubing string to the treated section of the perforated interval of the well casing. In this case, pressure waves with a maximum amplitude in each of the cavities (tubing and MTP) simultaneously reach the processed section of the perforated interval of the well casing in the resonance mode, which ensures maximum impact on the bottomhole formation zone and allows to achieve the greatest effect. This effect is local to the selected area of the perforated interval of the casing string of the well, which allows the process to achieve the maximum degree of restoration of the permeability of the treated section, since all the energy of the hydrodynamic effect is limited by the volume of the processed section of the perforated interval of the casing string of the well. Sequential processing of the entire interval of perforation of the casing string of a well, which is discrete in separate selected areas, ensures the restoration of permeability equally to the entire productive zone of the formation. The influx of oil, as a rule, begins even with interlayers that have not previously worked. Flushing the well from deposits, after processing the section of the perforation interval of the casing of the well, prevents contamination of subsequent sections of the borehole zone.

Существенным является и то, что максимально реализуемое при данном способе гидроударное депрессионно-репрессионное воздействие в режиме резонанса оказывают последовательно на каждый обрабатываемый участок перфорационной зоны скважины, что позволяет в максимально возможной степени реализовать энергию гидроударного воздействия.It is also significant that the maximum effect of the hydropercussion depressive and repression action in the resonance mode is successively applied to each processed section of the perforation zone of the well, which makes it possible to realize the energy of hydropercussion as much as possible.

На фиг.1 показана принципиальная технологическая схема, позволяющая реализовать предлагаемый способ обработки импульсным воздействием призабойной зоны скважины. На фиг.2 показан качественный характер деформации поверхности обсадной колонны и колонны НКТ после формирования обратного гидравлического удара в полости МТП и обратного гидравлического удара во внутренней полости колонны НКТ. На фиг.3 показан качественный характер деформации поверхности обсадной колонны и колонны НКТ после формирования прямого гидравлического удара в полости МТП и прямого гидравлического удара во внутренней полости колонны НКТ. На фиг.2 сплошными линиями показаны стенки обсадной колонны и НКТ в начальный момент времени, пунктирными линиями показано положение стенок после создания депрессии в МТП и полости НКТ, а стрелками показаны направления деформации стенок обсадной колонны и НКТ и совпадающее с ними по направлению приращение давления, вызванное гидроударами, перемещающимися в полости МТП ΔР_М и полости НКТ ΔР_Н при одинаковой скорости перемещения ударных волн в них со скоростями С_М и С_Н соответственно. Величины U_M и U_H обозначают направление скорости движения жидкости в полостях МТП и НКТ соответственно. На фиг.3 показаны те же величины, но при взаимодействии волн репрессии.Figure 1 shows a schematic flow diagram that allows you to implement the proposed method of processing a pulsed effect of the bottom-hole zone of the well. Figure 2 shows the qualitative nature of the deformation of the surface of the casing string and tubing string after the formation of a reverse hydraulic shock in the ICC cavity and reverse hydraulic shock in the inner cavity of the tubing string. Figure 3 shows the qualitative nature of the deformation of the surface of the casing string and tubing string after the formation of a direct hydraulic shock in the ICC cavity and a direct hydraulic shock in the inner cavity of the tubing string. In Fig. 2, the solid lines show the walls of the casing string and tubing at the initial moment of time, the dotted lines show the position of the walls after creating depression in the ICC and the tubing cavity, and the arrows show the directions of deformation of the walls of the casing string and tubing and the pressure increment that coincides with them, caused by hydroshocks moving in the ICC cavity ΔР _M and the tubing cavity ΔР _Н at the same velocity of shock waves in them with velocities С _М and С _Н, respectively. The values of U _M and U _H denote the direction of fluid velocity in the cavities of the ICC and tubing, respectively. Figure 3 shows the same values, but with the interaction of repression waves.

Принципиальная технологическая схема, позволяющая реализовать предложенный способ, показана на фиг.1 Она включает: скважину с обсадной колонной 1 и интервалом перфорации 2 в ней на уровне призабойной зоны пласта, концентратор давления 3, выполненный в виде цилиндра с окнами 4 и коническим отражателем 5, с углом конусности 90°, обращенным вершиной к устью скважины, колонну НКТ 6, планшайбу 7, центральную задвижку 8, крестовину 9, задвижки МТП 10 и 11 устьевой арматуры, задвижки трубного пространства (внутренней полости НКТ) 12 и 13, датчики давления 14 и 15, прерыватели потока 16 и 17, включающие пневмоцилиндры со штоками 18 и 19 соответственно, воздушную линию 20, выкидные линии 21 и 22, воздушные вентили 23, 24 и 25, воздушный датчик давления 26, воздушный ресивер 27 с воздушным редуктором 28. Выкидные линии 21 и 22 соединены со сборной емкостью 29 и соответственно с полостью МТП и трубного пространства. Отверстие 30 в сборной емкости связано выкидной линией с факелом (на фиг.1 не показано). Датчик давления 31 размещен на нижней кромке конического отражателя 5. В качестве прерывателей потока могут использоваться любые известные устройства, обеспечивающие быстрое (сотые доли секунды) раскрытие прерывателей потока с заданным диаметром условного прохода, например патенты РФ №2217584. Кл. Е21В 43/25. 2002, или №2243368. Кл. Е21В 43/25. 2003.A schematic flow chart that allows you to implement the proposed method is shown in figure 1. It includes: a well with a casing 1 and a perforation interval 2 in it at the bottomhole formation zone, a pressure concentrator 3 made in the form of a cylinder with windows 4 and a conical reflector 5, with a taper angle of 90 °, the vertex facing the wellhead, tubing string 6, faceplate 7, central valve 8, crosspiece 9, MTP valves 10 and 11 of wellhead valves, pipe space valves (internal tubing cavity) 12 and 13, pressure sensors 14 and15, flow breakers 16 and 17, including pneumatic cylinders with rods 18 and 19, respectively, an air line 20, flow lines 21 and 22, air valves 23, 24 and 25, an air pressure sensor 26, an air receiver 27 with an air reducer 28. Flow lines 21 and 22 are connected to the collection tank 29 and, respectively, to the ICC cavity and the tube space. The hole 30 in the collection tank is connected by a flow line with a torch (not shown in Fig. 1). A pressure sensor 31 is located on the lower edge of the conical reflector 5. As a flow breaker, any known device can be used that provides a quick (hundredths of a second) opening of the flow breakers with a given nominal diameter, for example, RF patents No. 2217584. Cl. ЕВВ 43/25. 2002, or No. 2243368. Cl. ЕВВ 43/25. 2003.

Способ может быть реализован следующим образом.The method can be implemented as follows.

На основе предварительно проведенных геофизических и гидродинамических исследований определяют снижение проницаемости призабойной зоны пласта, интервалы притока пластового флюида. Исходя из длины интервала перфорации определяют число обрабатываемых участков как отношение длины интервала перфорации к высоте окон 4 концентратора давления 3 с округлением до большего целого. После кумулятивной перфорации продуктивного пласта данный интервал обрабатывают механическим методом, например скребкованием. Последовательность обработки участков снизу вверх, как показано на фиг.1. В скважину 1 (на фиг.1 показано стрелкой) через задвижку 10 или 12 при открытой задвижке 11 или 13 и открытых прерывателях потока 16 и 17 вначале прокачивают флюид насосом (на фиг.1 не показан) с целью вытеснения газовых пробок. Избыточное количество попутного газа, находящегося в скважине, стравливают в емкость 29 через прерыватели потока 16 и 17. После прекращения выхода газов закрывают прерыватели потока 16 и 17 путем подачи давления воздуха из ресивера 27 через редуктор 28 и вентили 23 и 24 и поднимают давление в скважине до технологически допустимого уровня. В период закачки флюида в полости НКТ и полости МТП формируется избыточное давление, превышающее пластовое. Под действием избыточного давления флюид проникает в призабойную зону пласта 2. Глубина проникновения флюида возрастает при увеличении проницаемости коллектора, продолжительности времени закачки и перепада давления между забоем скважины и пластовым давлением и уменьшается с ростом степени загрязнения коллектора асфальтосмолопарафиновыми отложениями и мехпримесями. При достижении предельно допустимого давления, что определяют по датчикам давления 14 и 15 или по давлению, при котором скважина начинает стабильно принимать флюид, закачку последнего прекращают, фиксируют интервал времени продолжительности закачки, останавливают насосный агрегат, одновременно открывают прерыватели потока 16 и 17 путем стравливания сжатого воздуха воздушным вентилем 25. При отсутствии избыточного давления воздуха и при воздействии давления флюида в МТП и трубном пространстве пневмоцилиндры со штоками 18 и 19 за время, измеряемое сотыми долями секунды, открывают выкидные линии 21 и 22. При этом из скважины и призабойной зоны пласта начинает изливаться флюид по МТП и по трубному пространству. Задвижки 11, 13 и прерыватели потока 16, 17 должны иметь проходное сечение, не меньшее чем проходные сечения выкидных линий, что сократит потери энергии на обеих выкидных линиях от НКТ и МТП до емкости 29. После завершения обработки колонну труб НКТ 6, вместе с установленном на нижнем конце НКТ концентратором давления 3, поднимают на следующий участок интервала перфорации обсадной колонны вплоть до верхней границы обрабатываемого интервала перфорации. При этом расположенные ниже участки интервала перфорации 2, с уже восстановленной проницаемостью, будут защищены от воздействия гидроудара коническим отражателем 5, обеспечивающим направленное изменение гидродинамического воздействия, возникающего при обратном гидроударе, направляя это воздействие из полостей НКТ и МТП на обрабатываемый участок интервала перфорации обсадной колонны. Расположенные выше участки будут испытывать сравнительно небольшое депрессионно-репрессионное воздействие от гидроудара только по МТП, результатом чего будет вибрационное воздействие на участки, которые должны будут обработаны в дальнейшем, как бы предваряя их последующую обработку. После каждого дискретного воздействия проводят промывку обработанного участка скважины за счет подачи флюида через задвижку 10 в МТП и слива ее после НКТ через открытую задвижку 13. Такой порядок промывки предпочтителен, так как скорость течения жидкости в НКТ выше, чем МТП, что обеспечит лучший вынос мехпримесей из МТП и трубного пространства.Based on preliminary geophysical and hydrodynamic studies, a decrease in the permeability of the bottom-hole formation zone and the intervals of formation fluid inflow are determined. Based on the length of the perforation interval, the number of machined sections is determined as the ratio of the length of the perforation interval to the height of the windows 4 of the pressure concentrator 3 with rounding to a larger whole. After cumulative perforation of the reservoir, this interval is processed by a mechanical method, for example scraping. The sequence of processing sections from bottom to top, as shown in figure 1. In the well 1 (shown by an arrow in Fig. 1) through the valve 10 or 12 with the open valve 11 or 13 and the open flow breakers 16 and 17, the fluid is first pumped by a pump (not shown in Fig. 1) to displace gas plugs. The excess amount of associated gas in the well is vented into the tank 29 through the flow breakers 16 and 17. After the gas flow stops, the flow breakers 16 and 17 are closed by applying air pressure from the receiver 27 through the pressure reducer 28 and valves 23 and 24 and increase the pressure in the well to a technologically acceptable level. During the fluid injection period, overpressure exceeding the reservoir pressure is formed in the tubing cavity and the MTP cavity. Under the influence of excessive pressure, the fluid penetrates into the bottom-hole zone of formation 2. The depth of penetration of the fluid increases with increasing permeability of the reservoir, the duration of the injection time and the pressure difference between the bottom of the well and the reservoir pressure and decreases with increasing degree of contamination of the reservoir with asphalt-resin-paraffin deposits and solids. When the maximum permissible pressure is reached, which is determined by pressure sensors 14 and 15 or by pressure at which the well begins to receive fluid stably, the pump is stopped, the injection time interval is fixed, the pump unit is stopped, and the flow breakers 16 and 17 are opened by bleeding the compressed air by an air valve 25. In the absence of excess air pressure and when exposed to fluid pressure in the MTP and the tube space, the pneumatic cylinders with rods 18 and 19 during the time emoe hundredths of a second, open flow lines 21 and 22. In this case and from the wellbore bottomhole formation zone starts to flow out of the fluid and MMP tube space. Gate valves 11, 13 and flow breakers 16, 17 must have a flow cross section not less than flow cross sections of flow lines, which will reduce energy losses on both flow lines from tubing and the ICC to tank 29. After processing, the tubing string 6, together with the installed at the lower end of the tubing, a pressure concentrator 3 is raised to the next section of the casing perforation interval up to the upper boundary of the processed perforation interval. At the same time, the sections of the perforation interval 2 below, with already restored permeability, will be protected from the impact of a water cone by a conical reflector 5, which provides a directional change in the hydrodynamic effect that occurs during reverse water hammer, directing this effect from the tubing and MTF cavities to the treated section of the casing perforation interval. The areas located above will experience a relatively small depression and repression effect from water hammer only according to the MPC, which will result in a vibrational effect on the areas that will need to be processed in the future, as if preceding their subsequent processing. After each discrete action, the treated section of the well is flushed by supplying fluid through the valve 10 to the MTP and draining it after the tubing through the open valve 13. This washing procedure is preferable, since the flow rate of the liquid in the tubing is higher than the MTP, which will provide better removal of solids from MTP and pipe space.

Для настройки устройства в режим резонанса компоновку с концентратором давления 3, с коническим отражателем 5 и датчиками давления 31 и 32, например кришен-датчик, НКТ 5 опускают в скважину небольшой глубины (пилотную) и обвязывают по схеме фиг.1.To configure the device in resonance mode, the arrangement with a pressure concentrator 3, with a conical reflector 5 and pressure sensors 31 and 32, for example, a cracker sensor, tubing 5 is lowered into a small depth well (pilot) and tied according to the scheme of Fig. 1.

Поскольку скорости распространения ударных волн в полости МТП и полости колонны НКТ, в общем случае, различны, то для обеспечения синхронного максимального ударного воздействия на обрабатываемый участок призабойной зоны скорости волн депрессии в МТП и колонне НКТ должны быть определены экспериментально. Скорости распространения ударной волны в МТП и в колонне НКТ С_М и С_Н определяют по показаниям датчиков давления 31 и 32 соответственно, по формулам:Since the propagation velocity of shock waves in the ICC cavity and the tubing string cavity are generally different, in order to ensure a synchronous maximum impact on the treated section of the bottomhole zone, the velocity of the depression waves in the ICC and the tubing string should be determined experimentally. The propagation velocity of the shock wave in the ICC and in the tubing string With _M and With _N determined by the readings of pressure sensors 31 and 32, respectively, by the formulas:

С_М=2H/t_M; С_Н=2Н/t_H;C _M = 2H / t _M ; C _H = 2H / t _H ;

где Н - глубина расположения обрабатываемого участка скважины, отсчитываемая от места расположения соответствующих датчиков давления до обрабатываемого участка интервала перфорации; t_М и t_H - промежуток времени между максимумами амплитуды волн депрессии и репрессии для полостей МТП и НКТ соответственно.where H is the depth of the location of the treated section of the well, measured from the location of the corresponding pressure sensors to the processed section of the perforation interval; t _M and t _H - the time interval between the maxima of the amplitude of the waves of depression and repression for the cavities of the ICC and tubing, respectively.

Изменяя площадь проходного сечения прерывателей потока, достигают выполнение условия равенства скоростей распространения ударных волн в МТП и колонне НКТ С_М=С_Н, что обеспечивает одновременное гидроударное депрессионно-репрессионное воздействие в режиме резонанса на обрабатываемый участок обсадной колонны скважины за счет создания волн разрежения-сжатия в колонне НКТ и МТП. При этом степень выполнения условия С_М=С_Н определяется техническими характеристиками используемых прерывателей потока флюида.By changing the flow cross-sectional area of the flow breakers, the conditions of equality of the shock wave propagation velocity in the MTF and the tubing string С _M = С _Н are achieved, which provides simultaneous hydro-shock depressive-repressive action in resonance mode on the treated section of the well casing due to the creation of rarefaction-compression waves in the tubing string and ICC. Moreover, the degree of fulfillment of the condition С _M = С _Н is determined by the technical characteristics of the used fluid flow breakers.

Депрессионно-репрессионные импульсы давления (гидроудары) срывают отложения со стенок поровых каналов обрабатываемого участка интервала перфорации 2 призабойной зоны скважины 1, причем, поскольку амплитуда первой (депрессионной) волны больше амплитуды последующей репрессионной волны, то с каждым периодом колебаний сорванные отложения будут перемещаться из удаленных зон прискважинной зоны в сторону забоя скважины. При этом поровые каналы призабойной зоны будут очищаться только на глубину проникновения флюида. Для того чтобы очистить призабойную зону скважины на максимальную глубину, которая может быть достигнута предлагаемым способом, циклы закачки флюида в скважину и создание депрессионно-репрессионного воздействия повторяют. При первой и повторных закачках флюида фиксируют их продолжительность и сравнивают продолжительность текущей закачки с предшествующей. Если продолжительность текущей закачки равна предыдущей, то очистку прискважинной зоны скважины продолжают. Циклы повторяют до тех пор, пока продолжительность текущего не станет существенно меньше предыдущего цикла. После завершения всего цикла обработки призабойной зоны и промывки обрабатываемого участка интервала перфорации от отложений, которые вынесены во внутреннюю полость обсадной колонны, проводится освоение скважины путем снижения уровня жидкости как в МТП, так и в НКТ. Поступающий из пласта скважины флюид с газом выносит остатки мехпримесей в НКТ и через прерыватель потока 16 в емкость 29, что позволяет перемещать или поднять без затруднений компоновку НКТ с концентратором давления.Depression-repression pressure pulses (water hammer) disrupt deposits from the walls of the pore channels of the treated section of the perforation interval 2 of the bottom hole zone 1 of the well 1, and since the amplitude of the first (depression) wave is greater than the amplitude of the subsequent repression wave, with each oscillation period, the torn deposits will move from the removed zones of the borehole zone towards the bottom of the well. In this case, the pore channels of the bottomhole zone will be cleaned only to the depth of fluid penetration. In order to clean the bottomhole zone of the well to the maximum depth that can be achieved by the proposed method, the cycles of fluid injection into the well and the creation of a depressive-repressive effect are repeated. At the first and repeated fluid injections, their duration is recorded and the duration of the current injection is compared with the previous one. If the duration of the current injection is equal to the previous one, then the cleaning of the borehole zone of the well continues. The cycles are repeated until the duration of the current cycle is substantially less than the previous cycle. After completion of the entire cycle of treatment of the bottom-hole zone and washing of the treated section of the perforation interval from deposits that are carried into the internal cavity of the casing string, the well is developed by lowering the fluid level in both the MTP and the tubing. The fluid with gas coming from the wellbore carries the residues of mechanical impurities into the tubing and through the flow breaker 16 into the reservoir 29, which makes it possible to move or raise the tubing assembly with the pressure concentrator without difficulty.

Соединение отверстия 30 в сборной емкости 29 с факельным устройством (не показано) позволяет сжигать углеводородные газы, выделяющиеся в ходе процесса освоения скважины, предотвращая попадание их в атмосферу, что недопустимо по экологическим соображениям.The connection of the hole 30 in the collection tank 29 with a flare device (not shown) allows you to burn hydrocarbon gases released during the well development process, preventing them from entering the atmosphere, which is unacceptable for environmental reasons.

Как показано на фиг.2, при одновременной депрессии разрежение создается как в МТП, так и в НКТ, и в обе полости флюид истекает из перфорационных отверстий обрабатываемого участка призабойной зоны. На фиг.3 показано, что при создании репрессии повышение давления имеет место как в МТП, так и в НКТ. Поэтому флюид из обеих полостей поступает через перфорационные отверстия в обсадной колонне в призабойную зону скважины.As shown in figure 2, with simultaneous depression, a vacuum is created in both the MTP and the tubing, and fluid flows from the perforations of the treated section of the bottomhole zone into both cavities. Figure 3 shows that when creating repression, an increase in pressure takes place both in the ICC and in the tubing. Therefore, fluid from both cavities enters through the perforations in the casing into the bottom-hole zone of the well.

Пример реализации. Были проведены сравнительные испытания обработки нагнетательной скважины по способу, изложенному в прототипе и предлагаемом изобретении, которые показали следующее. Расстояние от устья скважины от забоя - 540 м. В скважине в зоне перфорации была установлена обсадная колонна с внутренним диаметром 130 мм и толщиной стенки 7 мм и колонна НКТ с внутренним диаметром 62 мм и толщиной стенки 5,5 мм. Избыточное давление на устье скважины в обоих экспериментах составляло 5,0 МПа. В обоих экспериментах излив флюида (воды) из НКТ производился с использованием прерывателя потока с проходным диаметром 60 мм. В результате испытаний получено, что при реализации обработки скважины по способу, изложенному в прототипе, скорость ударной волны составила 1240 м/с, а амплитуда депрессионного перепада давления, действующего на обсадную колонну, составила 1,13 МПа. При обработке в соответствии с предлагаемым способом проводился сброс жидкости из НКТ с использованием прерывателя потока с проходным диаметром 60 мм и из МТП с использование прерывателя потока с условным диаметром проходного сечения 12,3 мм. Скорость ударной волны по предлагаемому способу составила 1270 м/с, а амплитуда депрессионного перепада давления по предложенному способу составила 1,79 МПа, то есть в 1,6 раза выше, чем при обработке по способу-прототипу.Implementation example. Comparative tests were conducted processing the injection well according to the method described in the prototype and the present invention, which showed the following. The distance from the wellhead from the bottom is 540 m. A casing string with an inner diameter of 130 mm and a wall thickness of 7 mm and a tubing string with an inner diameter of 62 mm and a wall thickness of 5.5 mm were installed in the well in the perforation zone. The overpressure at the wellhead in both experiments was 5.0 MPa. In both experiments, fluid (water) was spilled from the tubing using a flow interrupter with a bore diameter of 60 mm. As a result of the tests, it was found that when implementing the well treatment according to the method described in the prototype, the shock wave velocity was 1240 m / s, and the amplitude of the depressive pressure drop acting on the casing was 1.13 MPa. When processing in accordance with the proposed method, the fluid was discharged from the tubing using a flow interrupter with a bore diameter of 60 mm and from the MTP using a flow breaker with a nominal bore diameter of 12.3 mm. The speed of the shock wave according to the proposed method was 1270 m / s, and the amplitude of the depression of the differential pressure according to the proposed method was 1.79 MPa, that is, 1.6 times higher than when processing by the prototype method.

Наличие двух прерывателей потока позволяет также проводить гидроударное воздействие как по МТП, так и по трубному пространству в зависимости от состояния обсадной колонны, призабойной зоны скважины, как с концентратором давления, так и без него, с подъемом и без подъема скважинного оборудования. Прерыватели потока в виде пневмозадвижек позволяют за сотые доли секунды открывать МТП и трубное пространство и тем самым создавать колебания с высокой амплитудой, а управление ими дистанционно сжатым воздухом обеспечивает безопасность технологического процесса.The presence of two flow breakers also allows for hydropercussion effects both in the MTP and in the pipe space depending on the condition of the casing string, bottom hole zone of the well, both with and without a pressure concentrator, with and without lifting of the downhole equipment. Flow interrupters in the form of pneumatic valves allow opening the MTP and pipe space in hundredths of a second and thereby create oscillations with high amplitude, and controlling them remotely with compressed air ensures the safety of the process.

Таким образом, использование предлагаемого изобретения повышает интенсивность гидроударного воздействия, оказываемого на обрабатываемый участок призабойной зоны, в сравнении с прототипом.Thus, the use of the present invention increases the intensity of hydropercussion effects exerted on the treated area of the bottomhole zone, in comparison with the prototype.

В качестве закачиваемого флюида может использоваться пластовая вода, при обработке нагнетательных скважин, нефть или жидкие углеводороды при обработке добывающих скважинах с добавлением химических реагентов для более эффективной очистки. Способ может быть применен совместно с другими видами обработки прискважинной зоны: кислотной, тепловой, акустической и т.п., и не требует применения специального высокотехнологического оборудования.As the injected fluid, formation water can be used in the treatment of injection wells, oil or liquid hydrocarbons in the treatment of production wells with the addition of chemicals for more effective cleaning. The method can be applied in conjunction with other types of downhole processing: acid, thermal, acoustic, etc., and does not require the use of special high-tech equipment.

Claims

A method of processing by impulse action of the bottom hole zone of the well with the casing string and the perforation interval in it, including the formation of a depressurized pressure differential between the bottom hole zone of the formation and the cavity of the tubing by pumping fluid into the annulus of the well when the shutter closes the cavity of the cavity of the tubing, pressure relief during intensive movement of fluid from the bottom-hole formation zone along tubing to the day surface with a sharp opening of the break the creation of periodic depression and repression pressure pulses in the bottomhole formation zone due to damped hydraulic shocks created by switching the fluid flow through the cavity of the tubing string at each stage of pressure relief, controlling the damped pressure fluctuations by wellhead pressure sensors installed in the cavities of the tubing and annulus, repeated cycles of formation the pressure drop, the stages of bleeding with the formation of pressure pulses until the current time of the formation of the pressure drop, which is monitored in each cycle and which increases in the first cycles at the same fluid injection rate, does not equal the time of the previous cycle, use as a fluid injected into a well for processing injection wells, in particular, process water in a composition with chemical reagents, and in production wells - oil in a composition with chemical reagents, in particular oil, flushing the casing from deposits formed during the treatment of the well, characterized in that the treated areas are distinguished in the interval of perforation of the casing of the well and have a successive pulse effect on each section, moving the tubing string to the height of the section the perforation interval, simultaneously with the formation of a depressive differential pressure between the bottomhole formation zone and the cavity of the tubing form a depressive per pressure drop between the bottom-hole zone of the formation and the annulus of the well by pumping fluid into the annulus when the interrupter closes the flow of the annulus, the pressure is vented when the fluid moves intensively from the bottom of the reservoir along the annulus to the surface when the breaker opens the annulus flow simultaneously the creation of periodic depression and repression pressure pulses in the bottomhole formation zone and the cavity pump springs create periodic depression and repression pulses of pressure waves in the bottomhole formation zone and the annulus due to decaying hydraulic shock by switching the fluid flow in the annulus with a breaker, determine the time intervals between the time when the amplitudes of the pressure shock waves are reached when the depression is created after the circuit breakers are opened the flow of the tubing string and annulus and the moment of reaching maxima am the pressure wave plateau when creating repression by hydroblows in the tubing string and the annulus reflected from the processed section of the perforation interval of the well casing, determine the propagation velocity of the shock waves in the annulus and the tubing string as the ratio of the distance from the wellhead to the processed section of the hole casing perforation interval to the corresponding time intervals between the maxima of the amplitudes of the waves of the return and reflected g droudarov create a condition of equality of the velocities of propagation of shock waves by changing the orifice flow interrupters, casing perforation interval after washing section processing performed casing, tubing and other equipment located downhole of accumulated deposits during processing.