Способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины Российский патент 2023 года по МПК E21B43/25 

Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к поддержанию пластового давления путем закачки жидкости в пласт через нагнетательные скважины, в частности к способу повышения приемистости пласта путем создания повышенного давления.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск в нагнетательную скважину колонны труб с расширяющимся седлом в нижней части, установку в нижней части колонны, ниже интервала перфорации, пакера, опускание в скважину шарового запорного органа и последующее повышение давления в колонне труб с обеспечением гидравлического разрыва пласта, дополнительный подъем давления с последующим расширением седла и выпадением шара на забой (см. пат. РФ №2613690, МПК Е21В 34/14, Е21В 43/26, опуб. 21.03.2017, бюл. №2).

Недостатками известного способа является необходимость использования седла сложной конструкции и насосных агрегатов для закачки жидкости.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий спуск в нагнетательную скважину колонны труб с седлом в нижней части, установку в нижней части колонны, ниже интервала перфорации, пакера, опускание в скважину быстрорастворимого шарового запорного органа и последующее повышение давления в колонне труб с обеспечением гидравлического разрыва пласта, дополнительный подъем давления в колонне труб с выпадением шара на забой (см. патент EP № 2492437, МПК Е21В 23/00, Е21В 34/14, опуб. 29.08.2012), который принят за прототип.

Недостатками известного способа являются необходимость использования насосных агрегатов для закачки жидкости и повышения давления в колонне труб.

Технической задачей предлагаемого способа является обеспечение создания серии кратковременных пульсаций давления в призабойной зоне пласта.

Решение поставленной задачи достигается тем, что в способе повышения приемистости пласта нагнетательной скважины, включающем опускание в эксплуатационную колонну скважины колонны труб с пакером и седлом в нижней части, посадку пакера на эксплуатационную колонну с возможностью разобщения нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства, опускание быстрорастворимого шара в колонну труб и подача в нее жидкости с повышением давления в колонне труб после посадки шара на седло, и с дальнейшим выпадением частично растворенного шара из седла на забой скважины, согласно техническому решению, пакер сажается на эксплуатационную колонну выше интервала перфорации, подача жидкости в колонну труб осуществляется из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины, при посадке шара на седло осуществляется прекращение подачи жидкости в призабойную зону пласта, растворение верхнего слоя шара и образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта в момент выпадения шара из седла.

На фиг. 1 изображена схема нагнетательной скважины.

Нагнетательная скважина 1 включает эксплуатационную колонну 2, в которую спущена колонна 3 труб, например, колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), в нижней части которой установлено седло 4 клапана. В нижней части колонны 3 труб, выше интервала 5 перфорации, установлен пакер 6 с возможностью разъединения забойной зоны 7 скважины 1 от верхней части межтрубного пространства 8 между колоннами 2 и 3.

Скважина оснащена арматурой 9, включающая, например, тройник 10 с запорными устройствами 11 и 12. Вход запорного устройства 11 соединен с трубопроводной системой 13 высокого давления, а вход запорного устройства 12 свободный, и служит для ввода в колонну труб (НКТ) 3 быстрорастворимого шара 14.

Способ создания серии кратковременный пульсаций давления в призабойной зоне осуществляется следующим образом.

В скважину 1 опускается колонна 3 НКТ, оснащенная в нижней части пакером 6 и седлом 4. При достижении низа колонны 3 НКТ требуемой глубины, обеспечивается посадка пакера 6 на эксплуатационную колонну 2. При этом пакер 6 размещается выше интервала 5 перфорации эксплуатационной колонны 2.

При осуществлении нагнетания жидкости в пласт (на фиг. не показан) запорное устройство 11 открыто, а запорное устройство 12 закрыто. Жидкость из трубопроводной системы 13 поддержания пластового давления подается в призабойную зону пласта (на фиг. не показан) скважины 1.

Для создания пульсации давления в призабойной зоне пласта закрывается запорное устройство 11, а запорное устройство 12 открывается. При этом прекращается подача жидкости в нагнетательную скважину 1, и происходит выравнивание давления в призабойной зоне пласта. Через открытое запорное устройство 12 в колонну 3 НКТ через тройник 10 вводится быстрорастворимый шар 14, ответно выполненный седлу 4. Так как диаметр шара 14 меньше внутреннего диаметра колонны 3 НКТ, он под действием собственного веса начинает опускаться вниз.

Далее закрывается запорное устройство 12 с последующим открыванием запорного устройства 11 и подачей жидкости из трубопроводной системы 13 в скважину 1.

При посадке шара 14 на седло 4 прекращается подача жидкости в призабойную зону пласта. В процессе опускания шара 14 до седла 4 происходит смачивание верхнего слоя шара 14.

Далее, например, в течение до одного часа, происходит растворение верхнего слоя шара 14, и он падает на забой (на фиг. не показан) скважины 1. Внезапное открытие седла 4 приводит к созданию кратковременной пульсации давления в призабойной зоне, очищая и расширяя имеющиеся трещины и поры.

При необходимости на скважину последовательно могут быть спущены несколько шаров.

Таким образом, с использованием подаваемой в нагнетательную скважину жидкости, в призабойной зоне скважине может быть создана серия кратковременных пульсаций давления. При этом не требуется использование насосных установок, закачка в скважину специальных реагентов, а также жидкостей для гидроразрыва пластов с последующим их извлечением из скважины. Исключается загрязнение призабойной зоны скважины и продолжительность ее простоя.

Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к поддержанию пластового давления путем закачки жидкости в пласт через нагнетательные скважины. Для осуществления способа повышения приемистости пласта нагнетательной скважины опускают в эксплуатационную колонну скважины колонну труб с пакером и седлом в нижней части. Осуществляют посадку пакера на эксплуатационную колонну с возможностью разобщения нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства. Опускают быстрорастворимый шар в колонну труб и подают в нее жидкость с повышением давления в колонне труб после посадки шара на седло с дальнейшим выпадением частично растворенного шара из седла на забой скважины. Пакер сажается на эксплуатационную колонну выше интервала перфорации, подача жидкости в колонну труб осуществляется из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины. При посадке шара на седло осуществляется прекращение подачи жидкости в призабойную зону пласта, растворение верхнего слоя шара и образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта в момент выпадения шара из седла. Достигается технический результат – создание серии кратковременных пульсаций давления в призабойной зоне пласта. 1 ил.

Способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины, включающий опускание в эксплуатационную колонну скважины колонны труб с пакером и седлом в нижней части, посадку пакера на эксплуатационную колонну с возможностью разобщения нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства, опускание быстрорастворимого шара в колонну труб и подача в нее жидкости с повышением давления в колонне труб после посадки шара на седло, и с дальнейшим выпадением частично растворенного шара из седла на забой скважины, отличающийся тем, что пакер сажается на эксплуатационную колонну выше интервала перфорации, подача жидкости в колонну труб осуществляется из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины, при посадке шара на седло осуществляется прекращение подачи жидкости в призабойную зону пласта, растворение верхнего слоя шара и образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта в момент выпадения шара из седла.