Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины Российский патент 2024 года по МПК E21B37/00 E21B43/25 

Изобретение относится к добыче нефти, а именно к поддержанию пластового давления путем закачки жидкости в пласт через нагнетательные скважины.

Увеличение (восстановление) приемистости нагнетательных скважин является важной задачей при эксплуатации нефтяных месторождений, осуществлении поддержания пластового давления. В процессе эксплуатации нагнетательных скважин происходит кольматация призабойной зоны примесями, содержащимися в закачиваемой воде (продукты коррозии водоводов, некачественная подготовка и т.д.). Применение кислотных ОПЗ требует затрат на дорогостоящие реагенты, а применение самоизлива или свабирования имеет низкую эффективность.

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 (патент EP № 2492437, МПК Е21В 23/00, Е21В 34/14, опубл. 29.08.2012).

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

Наиболее близким является способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины, включающий спуск в эксплуатационную колонну нагнетательной скважины колонны труб с пакером и седлом в нижней части, посадку пакера выше интервала перфорации с разобщением нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства, сброс шара в колонну труб и подачу в нее жидкости из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины с повышением давления в колонне труб после посадки шара на седло, и с дальнейшим выпадением шара из седла, при посадке шара на седло прекращение подачи жидкости в призабойную зону пласта и образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта в момент выпадения шара из седла (патент RU № 2787504, опубл. 09.01.2023). Опускают быстрорастворимый шар в колонну труб и подают в нее жидкость с повышением давления в колонне труб после посадки шара на седло. Частично растворенный шар выпадает из седла на забой скважины.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность за счет:

- применения растворимых шаров, обеспечивающих разовое проведение пульсации давления и разовое использование шара;

- скапливания нерастворившихся остатков шаров на забое скважины, снижающих приемистость скважины;

- повышения кольматации призабойной зоны остатками растворения шаров, требующее проведение очистки забоя при подземном ремонте.

Техническим результатом предложения является повышение эффективности способа увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины за счет увеличения частоты пульсаций давления, повышения приемистости скважины, исключения кольматации призабойной зоны составными элементами шаров.

Технический результат достигается способом увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины, включающим спуск в эксплуатационную колонну нагнетательной скважины колонны труб с пакером и седлом в нижней части, посадку пакера выше интервала перфорации с разобщением нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства, сброс шара в колонну труб и подачу в нее жидкости из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины, прекращение подачи жидкости в призабойную зону пласта при посадке шара на седло и выпадении шара из седла, при этом повышают давление в колонне труб после посадки шара на седло для продавливания и выпадения шара из седла, обеспечивающее образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта.

Новым является то, что перед спуском в колонне труб выше седла дополнительно размещают промежуточные седла, а конец колонны труб соединяют с перфопатрубком и хвостовиком с заглушкой, обеспечивающим сбор сбрасываемого шара, спускают колонну труб до установки перфопатрубка напротив пласта, а в качестве сбрасываемого шара используют резиновый шар с металлическим сердечником, соединенным с помощью металлического стержня с утяжелителем размером меньше проходного сечения седла.

Также новым является то, что промежуточные седла размещают выше седла, расположенного в нижней части колонны труб, через каждые 100 м до глубины 1000 м.

Также новым является то, что хвостовик выполняют в форме контейнера из труб.

Также новым является то, что утяжелитель выполняют в виде металлического шара диаметром меньше проходного сечения седла.

На фиг. 1 изображена схема нагнетательной скважины.

На фиг. 2 – схема шара с утяжелителем.

На фигурах изображены: 1 – пласт нагнетательной скважины, 2 – эксплуатационная колонна, 3 – колонна труб, 4 – пакер, 5 – нижнее седло, 6 – нижняя (подпакерная) часть межтрубного пространства, 7 – верхняя (надпакерная) часть межтрубного пространства, 8 – трубопроводная система, 9 – промежуточные седла, 10 – перфопатрубок, 11 – хвостовик (трубы контейнера), 12 – заглушка, 13 – резиновый шар, 14 – сердечник, 15 – стержень, 16 – утяжелитель, 17 – манифольдное запорное устройство, 18 – лубрикаторное запорное устройство, 19 – тройник.

Сущность способа увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины заключается в следующем.

Перед спуском в эксплуатационную колонну 2 (фиг. 1) нагнетательной скважины колонны труб 3 с пакером 4 и седлом 5 в нижней части в колонне труб 3 дополнительно размещают выше седла 5 через каждые 100 м до глубины 1000 м промежуточные седла 9 с одинаковым проходным сечением (2-10 в зависимости от длины колонны труб). Например, при общей длине колонны труб 1500 м, количество промежуточных седел – 5 шт. Нижний конец колонны труб 3 соединяют с перфопатрубком 10 и хвостовиком 11, выполненным в виде контейнера из труб с заглушкой 12, обеспечивающим сбор сбрасываемого шара. Перфопатрубок 10 представляет собой патрубок насосно-компрессорной трубы длиной 2 метра с муфтой в верхней части, на боковой поверхности патрубка выполнены перфорационные отверстия диаметром 5 мм, общая площадь которых превышает площадь внутреннего сечения колонны труб 3 в 1,5 раза, что исключает создание перепада давления при закачке воды и в то же время исключает попадание сбрасываемых шаров в межтрубное пространство с их скапливанием в контейнере. Например, длина перфопатрубка – 2 метра, контейнера – 10 метра (одна НКТ). Спускают колонну труб 3 в нагнетательную скважину до установки перфопатрубка 10 напротив пласта 1 нагнетательной скважины. Выполняют посадку пакера на эксплуатационную колонну выше интервала перфорации с разобщением нижней подпакерной части межтрубного пространства 6 скважины от верхней надпакерной части межтрубного пространства 7 скважины. Устьевую арматуру оборудуют через тройник 19 с лубрикаторным запорным устройством 18 и через манифольдное запорное устройство 17 с трубопроводной системой 8 поддержания давления нагнетательной скважины. При осуществлении нагнетания жидкости в пласт манифольдное запорное устройство 17 открыто, а лубрикаторное запорное устройство закрыто 18. Жидкость из трубопроводной системы 8 поддержания пластового давления подается в призабойную зону пласта скважины.

Для создания пульсации давления в призабойной зоне пласта закрывают манифольдное запорное устройство 17, а лубрикаторное запорное устройство 18 открывают. Через открытое лубрикаторное запорное устройство 18 в колонну труб 3 через тройник 19 вводят и сбрасывают шар 13 (фиг. 1, 2) с утяжелителем 16 (фиг. 2) в колонну труб 3. В качестве сбрасываемого шара 13 используют резиновый шар с металлическим сердечником 14 (фиг. 2), соединенным с помощью металлического стержня 15 с утяжелителем 16 в виде металлического шара диаметром меньше проходного сечения седла в 3 раза. Для обеспечения эластичности шара применяемая резина должна быть достаточно мягкая и иметь твердость по Шору в пределах 45-55. Длина стержня равна порядка 0,2 м. Изготовление данного шара с сердечником может быть выполнено методом литья под давлением, когда разогретая резиновая смесь под большим давлением впрыскивается в замкнутую горячую пресс-форму, где и происходит ее быстрая вулканизация (пример изготовителя ООО «Техногради», г. Москва).

Далее лубрикаторное запорное устройство 18 закрывают с последующим открыванием манифольдного запорного устройства 17 и подачей жидкости из трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины 8. Под действием силы тяжести резиновый шар 13 опускается и садится на посадочное седло верхнего промежуточного седла 9, при этом прекращается подача жидкости в призабойную зону пласта. Повышают давление в колонне труб 3 от 10 до 21 МПа, обеспечивающее продавливание и выпадение резинового шара из седла, при этом происходит сброс давления из колонны труб 3 в нижнюю часть колонны труб 3 и через перфопатрубок с образованием кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта и пласте нагнетательной скважины. Далее, при непрерывной подаче жидкости через трубопроводную систему, процесс пульсации давления повторяется при прохождении резинового шара через каждое промежуточное седло до выхода из нижнего седла в контейнер.

Диаметр резинового шара 13 подбирают таким образом, чтобы он перекрывал седло, но с увеличением перепада давления внутри колонны труб 3 выше и ниже седла, за счет эластичности резины происходит деформация резинового шара, после чего он проходит через седло, а резкое открытие седла приводит к созданию кратковременной пульсации давления в призабойной зоне, очищая и расширяя имеющиеся трещины и поры. Пульсация давления происходит каждый раз при прохождении шара через каждое седло, что увеличивает частоту пульсаций давления, а следовательно повышает эффективность способа. Частота пульсаций определяется глубиной скважины, чем больше глубина, тем больше седел и соответственно пульсаций. Прекращение роста давления означает прохождение шара через все седла и его опускание в контейнер. Степень очистки призабойной зоны определяется замером приемистости до и после обработки (расход закачиваемой воды за 1 час).

После прохождения последнего (нижнего) седла шар с утяжелителем падает в контейнер 11 из труб с заглушкой 12, не засоряя забой и призабойную зону, что исключает кольматацию призабойной зоны составными элементами шаров, также облегчает его извлечение при проведении подземного ремонта с подъемом глубинного оборудования.

Пример конкретного выполнения

На нагнетательной скважине Ромашкинского месторождения, определили интервалы перфорации пласт 1 – 1748-1751м (песчаник, пористость 20,5%), пласт 2 – 1758-1760м (глинистый песчаник, пористость 19,7%). Перед спуском в эксплуатационную колонну 2 нагнетательной скважины колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с пакером 4 и седлом 5 в нижней части в колонне труб 3 дополнительно размещают выше седла 5 промежуточные седла с одинаковым проходным сечением на глубинах: 1000, 1100, 1200, 1300, 1400, 1500, 1600 м. Нижний конец колонны труб 3 соединяют с перфопатрубком 10 и контейнером 11 из труб с заглушкой 12, обеспечивающим сбор шаров.

Спускают НКТ 60 мм на глубину 1720 м с установкой седла в нижней части и посадкой пакера М1-Х на глубине 1700 м над пластами. Устанавливают перфопатрубок 10 напротив интервала перфорации пласта 1 нагнетательной скважины.

Устьевую арматуру оборудуют через тройник 19 с лубрикаторным запорным устройством 18 и через манифольдное запорное устройство 17 с трубопроводной системой 8 поддержания давления нагнетательной скважины.

В процессе эксплуатации скважины за 6 месяцев произошло снижение приемистости скважины с 60 до 40 м³/сут при давлении закачки 8 МПа. Для восстановления приемистости нагнетательной скважины произвели обработку призабойной зоны сбрасыванием шара с созданием 8 импульсов давления с ростом до 10 МПа. Пульсация давления происходит каждый раз при прохождении шара через каждое седло, что увеличивает частоту пульсаций давления, следовательно, повышает эффективность способа в сравнении с прототипом не менее чем в 3 раза. После запуска скважины в работу определили повышение приемистости до 60 м³/сут, что показывает эффективность способа при отсутствии кольматации призабойной зоны скважины.

При последующем снижении приёмистости в процессе эксплуатации скважины более чем на 30 % производят повторную обработку сбросом шара с утяжелителем по приведенному выше порядку действий.

Изобретение относится к добыче нефти, а именно к поддержанию пластового давления путем закачки жидкости в пласт через нагнетательные скважины. Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины включает спуск в эксплуатационную колонну нагнетательной скважины колонны труб с пакером и седлом в нижней части, посадку пакера выше интервала перфорации с разобщением нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства. Далее производят сброс шара в колонну труб и подачу в нее жидкости из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины, прекращают подачу жидкости в призабойную зону пласта при посадке шара на седло и выпадении шара из седла. При этом повышают давление в колонне труб после посадки шара на седло для продавливания и выпадения шара из седла, обеспечивающее образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта. Перед спуском в колонне труб выше седла дополнительно размещают промежуточные седла. Конец колонны труб соединяют с перфопатрубком и хвостовиком с заглушкой, обеспечивающим сбор сбрасываемого шара. В качестве сбрасываемого шара используют резиновый шар с металлическим сердечником, соединенным с помощью металлического стержня с утяжелителем размером меньше проходного сечения седла. Обеспечивается повышение эффективности способа увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины, включающий спуск в эксплуатационную колонну нагнетательной скважины колонны труб с пакером и седлом в нижней части, посадку пакера выше интервала перфорации с разобщением нижней части скважины от верхней части межтрубного пространства, сброс шара в колонну труб и подачу в нее жидкости из имеющейся трубопроводной системы поддержания давления нагнетательной скважины, прекращение подачи жидкости в призабойную зону пласта при посадке шара на седло и выпадении шара из седла, при этом повышают давление в колонне труб после посадки шара на седло для продавливания и выпадения шара из седла, обеспечивающее образование кратковременной пульсации давления в призабойной зоне пласта, отличающийся тем, что перед спуском в колонне труб выше седла дополнительно размещают промежуточные седла, а конец колонны труб соединяют с перфопатрубком и хвостовиком с заглушкой, обеспечивающим сбор сбрасываемого шара, спускают колонну труб до установки перфопатрубка напротив пласта, а в качестве сбрасываемого шара используют резиновый шар с металлическим сердечником, соединенным с помощью металлического стержня с утяжелителем размером меньше проходного сечения седла.

2. Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины по п. 1, отличающийся тем, что промежуточные седла размещают выше седла, расположенного в нижней части колонны труб, через каждые 100 м до глубины 1000 м.

3. Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины по п. 1, отличающийся тем, что хвостовик выполняют в форме контейнера из труб.

4. Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины по п. 1, отличающийся тем, что утяжелитель выполняют в виде металлического шара диаметром меньше проходного сечения седла.