СПОСОБ ОСВОЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ МЕТАНОУГОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, а именно к заключительному этапу строительства скважин для добычи метана из угольных пластов.

Известен способ освоения метаноугольной скважины (патент RU 2467162 С1, МПК E21B 43/25, E21B 43/12, опубл. 20.11.2012, бюл. № 32), включающий перфорацию эксплуатационной колонны и проведение ГРП в интервале продуктивного угольного пласта, промывку скважины, спуск лифтовой колонны с погружным насосом, который размещают ниже интервала перфорации, герметизацию устья скважины, снижение уровня жидкости в затрубном пространстве до отметки ниже интервала перфорации при одновременном нагнетании газа под избыточным давлением в затрубное пространство скважины, поддерживая при этом исходную величину противодавления на пласт до снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины до отметки, расположенной ниже интервала перфорации, поддержание указанного уровня жидкости в затрубном пространстве скважины с помощью погружного насоса и вызов притока пластового флюида путем стравливания избыточного давления газа из затрубного пространства скважины с контролем изменения качественного и/или количественного состава газа на устье скважины, после начала поступления метана из угольного пласта темп стравливания избыточного давления газа из затрубного пространства скважины уменьшают. Недостатком способа является отсутствие адаптации к применению для систем скважин.

Известен способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта (патент RU 2630930 Cl, МПК E21B 43/25, E21B 43/16, опубл. 14.09.2017, бюл. № 26), включающий спуск колонны НКТ в скважину с установкой пакера выше кровли пласта, выполнение ГРП, спуск гибких труб (ГТ) с промывочным пером в НКТ на глубину 100 м, обвязку насосного агрегата и азотного компрессора нагнетательной линией с верхним концом колонны ГТ на устье скважины, закачку азота по IT, циркуляцию аэрированной жидкости через трубное пространство между ГТ и НКТ в желобную емкость, спуск ГТ до нижнего конца НКТ и циркуляцию с меньшим расходом аэрированной жидкости через трубное пространство между ГТ и НКТ в желобную емкость.

Недостатком способа является использование дорогостоящей гибкой трубы, а также неэффективность применения пакера в перфорированном фильтре-хвостовике, спущенном в открытый ствол горизонтальной метаноугольной скважины.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ освоения метаноугольной скважины (Патент РФ № 2288350 C2, МПК E21B 43/00, опубл. 27.11.2006, бюл. № 33). Согласно изобретению, спускают лифтовую колонну, на нижнем конце которой размещают погружной насос (ПС), в эксплуатационную колонну, перфорированную в интервале продуктивного угольного пласта. Герметизируют устье скважины. Вызывают приток пластового флюида за счет снижения столба жидкости в затрубном пространстве скважины с помощью ПС. Стравливают избыточное давление газа из затрубного пространства скважины при одновременном поддержании на устье расчетной величины противодавления на продуктивный пласт. Уровень жидкости в затрубном пространстве скважины снижают до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны, и в дальнейшем поддерживают указанный уровень. В затрубное пространство скважины, в период снижения в нем столба жидкости, под избыточным давлением нагнетают газ. Нагнетание газа в затрубное пространство прекращают после того, как уровень жидкости в нем будет снижен до отметки, расположенной ниже интервала перфорации эксплуатационной колонны.

Недостатком способа является отсутствие адаптации к применению для систем скважин.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение эффективности освоения системы скважин, осуществление плавного развития депрессионной воронки, обеспечение дополнительной интенсификации и очистки естественной трещиноватости за счет знакопеременного воздействия от избыточного давления газа в скважине до планового значения.

Указанный технический результат достигается тем, что способ освоения метаноугольной многозабойной системы скважин, состоящей из вертикальной скважины и скважины с горизонтальным окончанием, включает интенсификацию и проведение работ, связанных с монтажом наземного и глубинно-насосного оборудования, подключение установки с инертным газом к затрубному пространству вертикальной скважины, выполнение опрессовки собранной линии на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины, запускают насос в вертикальной скважине на номинальной производительности, после чего порционно, выполняют закачку инертного газа, не допуская роста забойного давления более 0,5 атм/сут, выполняют снижение уровня пластовой жидкости в вертикальной скважине, путем замещения откачиваемой жидкости инертным газом, с созданием минимальной депрессии на осваиваемый коллектор, при достижении уровня жидкости около 10-15 м ниже интервала фрезерования эксплуатационной колонны закачку газа прекращают, после чего установку с инертным газом подключают к затрубному пространству скважины с горизонтальным окончанием, выполняют опрессовку собранной линии и закачку инертного газа, регулируя порции закачки газа и производительность насосной установки, выполняя тем самым снижение уровня пластовой жидкости в системе скважин ниже интервала фрезерования, далее закачку газа прекращают, давление в линии стравливают и линию разбирают, при этом насосная установка остается в работе для поддержания достигнутого значения уровня пластовой жидкости, затем поддерживая работой насосной установки необходимый уровень в системе скважин, через шаровой кран вертикальной скважины, производят понижение затрубного давления до целевых параметров.

Изобретение поясняется следующими чертежами. На фиг. 1 приведено схематичное изображение метаноугольной многозабойной системы скважин, на фиг. 2 — схема подключения оборудования.

Способ осуществляют следующим образом.

Освоение метаноугольной многозабойной системы скважины (фиг. 1), представляющей собой систему из вертикальной скважины 1 и скважины с горизонтальным окончанием 2, проводят после вскрытия целевого коллектора 3, интенсификации и проведения работ, связанных с монтажом наземного и глубинно-насосного оборудования. Установку с инертным газом 5 (фиг. 2) подключают к затрубному пространству вертикальной скважины 6 со спущенным глубинно-насосным оборудованием. Запорный клапан 7 открыт, краны шаровые 8, 9 линии газа 10 остаются закрытыми. Перед проведением работ выполняют опрессовку собранной линии 11 на

максимальное давление, ожидаемое на устье скважины.

После достижения положительного результата опрессовки, выполняют запуск насоса в вертикальной скважине 6 на номинальной производительности, открывается шаровой кран 9 и не останавливая работы насоса, порционно, выполняют закачку инертного газа, не допуская роста забойного давления более 0,5 атм/сут. Регулируя порции закачки газа и производительность насосной установки, выполняют снижение уровня пластовой жидкости в вертикальной скважине 6, путем замещения откачиваемой жидкости инертным газом, с созданием минимальной депрессии на осваиваемый коллектор.

При достижении уровня жидкости около 10-15 м от окна фрезерования 4 эксплуатационной колонны закачку газа прекращают, кран шаровой 9 закрывают, давление в линии стравливают, линию 11 разбирают, насосную установку оставляют в работе для поддержания достигнутого значения уровня жидкости.

После, установку с инертным газом 5 подключают к затрубному пространству скважины с горизонтальным окончанием. Запорный клапан 7 закрыт, краны шаровые 8, 9 линии газа 10 закрыты. Выполняют опрессовку собранной линии 11. После достижения положительного результата опрессовки, открывают шаровой кран 9, выполняют закачку инертного газа, не допуская колебаний забойного давления более 0,5 атм/сут. Регулируя порции закачки газа и производительность насосной установки, выполняют снижение уровня пластовой жидкости в системе скважин ниже интервала фрезерования. Далее закачку газа прекращают, кран шаровой 9 закрывают, давление в линии стравливают, линию 11 разбирают, насосную установку оставляют в работе для поддержания достигнутого значения уровня Жидкости.

Затем, поддерживая работой насосной установки необходимый уровень в системе скважин, через шаровой кран 8 вертикальной скважины 6, производят понижение затрубного давления до целевых параметров.

Пример конкретного применения.

В июне 2021 ООО «Газпром добыча Кузнецк» был реализован способ освоения многозабойной системы скважин на метаноугольных скважинах РН-31 и №332Р. В компоновке глубинно-насосного оборудования скважины РН-31 было использовано следующее оборудование: перфорированный патрубок с двумя забойными датчиками давления, перфорированный патрубок (прием насоса 548 м), хвостовик HKT60 мм — 2 шт, анкер противоотворотный А-168, кабельный ввод, статор/ротор насоса 7-В-124, лифтовая колонна НКТ 73х5,5 / колонна насосных штанг 22х8000 до устья. В качестве установки для закачки газа был использован собственный передвижной автомобильный газовый заправщик (далее — ПАГЗ) с компримированным метаном из соседних скважин.

Была выполнена обвязка ПАГЗ с затрубным пространством вертикальной скважины РН-31, запорный клапан 7 открыт, краны шаровые 8, 9 линии газа 10 остались закрытыми. Перед проведением работ выполнили опрессовку собранной линии 10 на 50 атм. Далее произвели запуск установки штанговых винтовых насосов УШВН 7-В-124 на 100 об/мин. Не останавливая работу насоса УШВН 7-В-124, открыли шаровой кран 9 для закачки газа с ПАГЗ. С помощью замещения объема жидкости объемом газа, произвели снижение уровня жидкости в скважине РН-31 до глубины 525 м, не доходя 10 м до окна фрезерования 4. Далее закрыли шаровой кран 8, стравили остаточное давление в линии, выполнили переезд на скважину №332Р с горизонтальным окончанием. После выполнили обвязку скважины №332Р с ПАГЗ, опрессовали линию на 50 атм., открыли шаровой кран 8, не останавливая работу УШВН 7-B-124, выполнили закачку с ПАГЗ. С помощью замещения объема жидкости объемом газа, произвели снижение уровня жидкости в скважинах РН-31 и №332Р до глубины 540 м, понизив уровень жидкости ниже окна фрезерования 4. Далее закрыли шаровой кран 8, стравили остаточное давление в линии, выполнили демонтаж линии 10 с ПАГЗ. Поддерживая уровень жидкости 540 м, выполнили постепенное снижение затрубного давления до 1,5 атм.

Время проведения работ, затраченное на замещение жидкости газом, составило 24 часов 35 минут, суммарный объем закаченного газа с ПАГЗ составил 668 м³, максимальное накопленное давление в затрубном пространстве составило 44 атм.

Таким образом предлагаемый способ освоения скважины реализует возможность освоения многозабойной системы скважин, позволяет повысить эффективности освоения за счет улучшения условий откачки пластовой жидкости с помощью погружного насоса и спуска компоновки глубинно-насосного оборудования на проектную глубину, обеспечивает плавное развитие депрессионной воронки в связи с работой скважины на однофазном флюиде вследствие чего исключается выход газовых проявлений, уменьшается разрушение околоскважинной зоны в области угольного пласта из-за отсутствия знакопеременных колебаний уровня жидкости, а также способствует дополнительной интенсификации и очистке естественной трещиноватости за счет знакопеременного воздействия от избыточного давления газа в скважине до планового значения.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, а именно к заключительному этапу строительства скважин для добычи метана из угольных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности освоения системы скважин, путем осуществления плавного развития депрессионной воронки, обеспечения дополнительной интенсификации и очистки естественной трещиноватости за счет знакопеременного воздействия от избыточного давления газа в скважине до планового значения. Заявлен способ освоения метаноугольной многозабойной системы скважин, состоящей из вертикальной скважины и скважины с горизонтальным окончанием, включающий интенсификацию и проведение работ, связанных с монтажом наземного и глубинно-насосного оборудования, подключение установки с инертным газом к затрубному пространству вертикальной скважины, выполнение опрессовки собранной линии на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины, запуск насоса в вертикальной скважине на номинальной производительности, после чего порционно выполняют закачку инертного газа, не допуская роста забойного давления более 0,5 атм/сут. При этом выполняют снижение уровня пластовой жидкости в вертикальной скважине, путем замещения откачиваемой жидкости инертным газом, с созданием минимальной депрессии на осваиваемый коллектор. При достижении уровня жидкости около 10-15 м ниже интервала фрезерования эксплуатационной колонны закачку газа прекращают. После чего установку с инертным газом подключают к затрубному пространству скважины с горизонтальным окончанием, выполняют опрессовку собранной линии и закачку инертного газа, регулируя порции закачки газа и производительность насосной установки, выполняя тем самым снижение уровня пластовой жидкости в системе скважин ниже интервала фрезерования. Далее закачку газа прекращают, давление в линии стравливают и линию разбирают. При этом насосная установка остается в работе для поддержания достигнутого значения уровня пластовой жидкости. Затем поддерживая работой насосной установки необходимый уровень в системе скважин, через шаровой кран вертикальной скважины, производят понижение затрубного давления до целевых параметров. 2 ил.

Способ освоения метаноугольной многозабойной системы скважин, состоящей из вертикальной скважины и скважины с горизонтальным окончанием, включает интенсификацию и проведение работ, связанных с монтажом наземного и глубинно-насосного оборудования, подключение установки с инертным газом к затрубному пространству вертикальной скважины, выполнение опрессовки собранной линии на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины, запускают насос в вертикальной скважине на номинальной производительности, после чего порционно выполняют закачку инертного газа, не допуская роста забойного давления более 0,5 атм/сут, выполняют снижение уровня пластовой жидкости в вертикальной скважине, путем замещения откачиваемой жидкости инертным газом, с созданием минимальной депрессии на осваиваемый коллектор, при достижении уровня жидкости около 10-15 м ниже интервала фрезерования эксплуатационной колонны закачку газа прекращают, после чего установку с инертным газом подключают к затрубному пространству скважины с горизонтальным окончанием, выполняют опрессовку собранной линии и закачку инертного газа, регулируя порции закачки газа и производительность насосной установки, выполняя тем самым снижение уровня пластовой жидкости в системе скважин ниже интервала фрезерования, далее закачку газа прекращают, давление в линии стравливают и линию разбирают, при этом насосная установка остается в работе для поддержания достигнутого значения уровня пластовой жидкости, затем поддерживая работой насосной установки необходимый уровень в системе скважин, через шаровой кран вертикальной скважины, производят понижение затрубного давления до целевых параметров.