СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ДЕБИТА ВОДЫ И ГАЗА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ МЕТАНОУГОЛЬНЫХ СКВАЖИН Российский патент 2025 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может быть использовано при выполнении работ по очистке горизонтальных стволов метаноугольных скважин в системе с вертикальными скважинами и повышению газоотдачи вскрытых угольных пластов.

Практика показывает, что в связи с хрупкой природой угля шлам в угольных пластах представляет собой мелкодисперсные частицы и образуется как при бурении в результате механического воздействия долота и давления промывочной жидкости, так и при освоении и эксплуатации скважин в результате снижения пластового давления и движения потоков пластовой жидкости (Bai, Т. Characterization of Coal Fines Generation: A Micro-scale Investigation / T. Bai, Z. Chen, S.M. Aminossadati, Z. Pan, J. Liu et al. // Journal of Natural Gas Science and Engineering. - 2015. - №27. - S. 862-875). Таким образом, при строительстве горизонтальных метаноугольных скважин, с целью снижения объемов образующейся угольной мелочи и сохранения фильтрационных свойств угольного пласта, необходимо снижение времени и объемов инфильтрации кольматанта в пласт. Кроме того, угольная мелочь смешивается с пластовой жидкостью и при искривлении стволов скважин в некоторых случаях может нарушить гидродинамическую связь между интервалами стволов скважины из-за образования локальных участков накопления механических примесей, в которых седиментационные процессы приводят к образованию «пробок» в фильтре-хвостовике (Yang, Y. Key Technology for Treating Slack Coal Blockage in CBM Recovery: A Case Study from Multi-lateral Horizontal Wells in the Qinshui Basin / Y. Yang, S. Cui, Y. Ni, G. Zhang, L. Li et al. // Natural Gas Industry B. - 2016. - №3. - S. 66-70).

Таким образом, для снижения эффекта кольматации в призабойной зоне угольного пласта, очистки стволов горизонтальных скважин от угольной мелочи и прочих кольматантов и повышения дебита воды и газа за счет воздействия на призабойную зону, предлагается производить очистку горизонтальных метаноугольных скважин с использованием азота.

Известен способ капитального ремонта скважин с использованием азотных установок (Кихтенко, О.В. Капитальный ремонт скважин с использованием азотных компрессорных станций нового поколения / О.В. Кихтенко // Инженерная практика. - 2011. - №7), включающий нагнетание в скважину газообразного азота или газированной им жидкости или пены, замещающих находящуюся в скважине жидкость (буровой раствор, воду или нефть). Недостатком способа является плавный темп снижения уровня жидкости газом или газированной жидкостью (пеной) с целью вызова притока (освоения скважин), не достаточный для очистки горизонтального ствола метаноугольной скважины от скоплений шлама.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) и вызова притока с закачкой азота в скважину (Обработка ПЗП и вызов притока с закачкой азота в скважину / Промышленная группа «ТЕГАС» // Сфера. Нефть и газ. - 2016. - №2 (52). - С. 34-36), включающий закачку азота в затрубное пространство с целью создания более глубокой, плавной и управляемой депрессии или закачку азота в трубное пространство посредством насосно-компрессорных труб (НКТ) при открытом затрубном пространстве до полного замещения газом полости НКТ, затем при закрытом затрубном пространстве в заданном режиме и в расчетном объеме азотом насыщается пласт (трещина гидроразрыва пласта (ГРП), далее производится освоение. Недостатком способа аналогично является плавный темп создания депрессии на пласт с целью освоения скважины, не достаточный для очистки горизонтального ствола скважин для добычи метана из угольных пластов от скоплений шлама.

Известен способ освоения метаноугольной скважины (патент RU 2467162 С1, МПК Е21В 43/25, Е21В 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 буферного 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 буферного газа из затрубного пространства скважины с контролем изменения качественного и/или количественного состава буферного газа на устье скважины, после начала поступления метана из угольного пласта темп стравливания избыточного давления буферного газа из затрубного пространства скважины уменьшают. Недостатком способа также является не интенсивное снижение уровня жидкости при освоении скважины, при использовании глубинно-насосного оборудования и одновременной закачке азота для ускорения понижения уровня с последующим плавным стравливанием газа, не позволяющее очистить горизонтальный ствол метаноугольной скважины от скоплений шлама по причине низкого темпа стравливания азота.

Известен способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума (патент RU 2630938 С1, МПК Е21В 43/25, Е21В 37/00, опубл. 14.09.2017, бюл. №26), включающий спуск в скважину колонны гибких труб (ГТ), закачивание по ГТ аэрированной промывочной жидкости, очистку призабойной зоны от кольматирующих отложений промывкой и транспортирование их циркуляцией в желобную емкость, запуск азотного компрессора в линию колонны ГТ для аэрирования жидкости с одновременным доспуском ГТ до глубины начала фильтровой части хвостовика, запуск насосного агрегата с подачей промывочной жидкости в линию ГТ, очистку призабойной зоны скважины промывкой аэрированной жидкостью в несколько циклов, и по окончанию обработку призабойной зоны пласта закачкой 8% раствора соляной кислоты. Недостатком способа является использование дорогостоящей гибкой трубы, а также отсутствие необходимости применения кислотной обработки, которая может привести к образованию продуктов реакции с органическим веществом угля - дополнительных кольматирующих веществ.

Известен способ освоения скважины после проведения гидроразрыва пласта (патент RU 2630930 С1, МПК Е21В 43/25, Е21В 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 ГТ, 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 данного способа также 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 и эксплуатации нефтедобывающих скважин (патент RU 2471975 С2, МПК Е21В 43/25, опубл. 10.01.2013 Бюл. №1), включающий установку пакера с перепускным устройством и глубинным насосом на НКТ, очистку ствола от скважинной жидкости, перевод перепускного устройства из положения «закрыто» в положение «открыто» и перепускание через него по НКТ из подпакерного пространства затрубного газа в трубную полость вместе с пластовым флюидом и выведение скважины на фонтанный режим работы. Перед спуском пакера и перепускного устройства скважину промывают от бурового раствора. Очистку подпакерного пространства ствола скважины от скважинной жидкости ведут посредством закачки с поверхности до забоя в подпакерное пространство газообразного азота. Затем на забой закачивают жидкий азот и перепускное устройство переводят из положения «открыто» в положение «закрыто» до тех пор, пока давление в стволе не сравняется с пластовым. Недостатками данного способа являются неэффективность применения пакера в перфорированном фильтре-хвостовике, спущенном в открытый ствол горизонтальной метаноугольной скважины, а также необходимость в горизонтальных метаноугольных скважинах производить воздействие по всему горизонтальному стволу.

Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение дебита воды и газа за счет очистки стволов горизонтальных метаноугольных скважин от угольной мелочи и прочих кольматантов и сопутствующее снижение эффекта кольматации в призабойной зоне угольного пласта. Указанный технический результат достигается тем, что в способе повышения дебита воды и газа горизонтальных метаноугольных скважин в уже освоенной горизонтальной метаноугольной скважине производят нагнетание газообразного азота и последующее резкое стравливание. Предложенный способ позволяет очистить фильтровую часть хвостовика от шлама, а также осуществить раскрытие и расширение сети трещин в угольном пласте.

Изобретение поясняется фиг. 1, где изображена схема обвязки устья горизонтальной метаноугольной скважины при реализации способа.

В вертикальную метаноугольную скважину спускают глубинно-насосное оборудование на проектную глубину - прием насоса и забойный датчик давления располагают ниже целевого продуктивного пласта. На всех этапах работ по закачке азота ведут постоянный мониторинг показаний забойного датчика давления, установленного в вертикальной метаноугольную скважине. В горизонтальную метаноугольную скважину спускают глубинный манометр, помещенный в перо-контейнер на колонне НКТ, не доходя до забоя 10-30 м. Далее монтируют фонтанную арматуру (ФА), колонну НКТ подвешивают на подвесном патрубке ФА. После монтажа ФА горизонтальную метаноугольную скважину обвязывают с азотной установкой согласно фиг.1. Выкидную линию, проложенную до факельного амбара, обвязывают с азотной установкой 1 через аэратор 2. Выкидную и нагнетательную линии оборудуют манометрами 3 и 4. Кран 5 закрывают.После обвязки горизонтальной метаноугольной скважины, нагнетательную линию опрессовывают на давление опрессовки эксплуатационной колонны, выкидную линию опрессовывают на 5 МПа. Далее приступают к работам по закачке азота.

Для начала производят осушку ствола горизонтальной метаноугольной скважины, для чего необходимо открыть краны 6, 7, 8 и приступить к закачке азота до момента прекращения выхода жидкости из скважины через выкидную линию. Далее необходимо перекрыть кран 7 и продолжить закачку азота до момента достижения в скважине давления, соответствующего максимальному геостатическому (горному) давлению. После достижения в скважине значения давления, соответствующего максимальному геостатическому давлению, необходимо перекрыть кран 6, прекратить закачку азота, стравить давление в нагнетательной линии и закрыть кран 8.

Открытием крана 5 производят подключение цементировочного агрегата (ЦА) 10 и емкости с технической водой 11 через аэратор 2 с нагнетательной линией. После обвязки ЦА с нагнетательной линией необходимо выполнить опрессовку обвязки «ЦА - азотная установка - аэратор» поочередно перекрывая краны 5 и 8 на давление опрессовки эксплуатационной колонны. После опрессовки необходимо открыть краны 5 и 8, создать давление в нагнетательной линии не менее давления в горизонтальной метаноугольной скважине, открыть кран 6 и приступить к закачке аэрированного раствора (пенно-азотной смеси) в скважину в объеме, равном объему системы скважин. После закачки аэрированного раствора ЦА останавливают путем закрытия крана 5, закачка азота продолжается до достижения значения давления в скважине около 80% от давления гидроразрыва пласта. Далее закачку азота необходимо остановить, нагнетательную линию перекрыть путем закрытия кранов 6 и 8, приступить к стравливанию давления в горизонтальной метаноугольной скважине через выкидную линию с темпом не более 10 атм/мин. После стравливания давления в горизонтальной метаноугольной скважине до атмосферного скважину необходимо закрыть, запустить насос и поддерживать уровень жидкости ниже продуктивного пласта.

В конечном счете, заявленный способ позволяет путем применения циклов закачки азота в затрубное и трубное пространство горизонтальной метаноугольной скважины повысить дебит воды и газа горизонтальных метаноугольных скважин за счет очистки горизонтального ствола от кольматантов и раскрытия и расширения сети трещин в угольном пласте.

Рассмотрим использование заявленного способа на примере горизонтальной метаноугольной скважины 364Р в системе с вертикальной скважиной 366Р Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения Кузбасса.

В горизонтальную скважину произвели спуск контейнера с глубинным манометром на насосно-компрессорной трубе НКТ 60 в количестве 166 шт. (1689,21 м). Забой скважины - 1700 м. Произвели попытки прямой промывки скважины, закачали 16 м³, циркуляцию не получили. Далее колонну НКТ 60 навернули на подвесной патрубок планшайбы фонтанной арматуры, произвели монтаж планшайбы ФА и выполнили обвязку скважины с азотной установкой согласно фиг. 1. Опрессовали нагнетательную линию на 9,5 МПа, выкидную линию - на 5 МПа.

Перед началом закачки азота в скважину 364Р, в скважине 366Р забойное давление составило 5,548 МПа, затрубное давление 0. Открыв краны 6, 7, 8 в период с 18:17 до 22:50 выполнили закачку азота в скважину в объеме 2650 м³. Давление затрубное в скважине 364Р выросло с 0 до 6 МПа, давление нагнетания - 6,6 МПа. В вертикальной скважине 366Р забойное давление выросло до 6,372 МПа, затрубное до 0,05 МПа. Далее в связи с невозможностью набора максимального геостатического давления, принято решение переобвязать устье, поменяв местами нагнетательную и выкидную линии.

Выполнили переобвязку скважины с азотной установкой, опрессовали нагнетательную и выкидную линии на 9,5 и 5 МПа соответственно. Открыв краны 7 и 8, закрыв кран 6 в период с 00:15 до 03:30 выполнили закачку азота в объеме 1800 м³ (суммарно - 4450 м³), на конец закачки в скважине 364Р давление затрубное составило 6 МПа, давление буферное - 5 МПа, давление нагнетания азота - 5,2 МПа, в скважине 366Р затрубное давление - 0,03 МПа, забойное - 6,515 МПа. В связи с невозможностью набора максимального геостатического давления, принято решение переобвязать скважину снова поменять местами нагнетательную и выкидную линии согласно фиг. 1, стравить буферное давление до 4 МПа за 15 мин и продолжить закачку азота. Стравили давление в буфере до 4 МПа, выполнили переобвязку, опрессовали нагнетательную и выкидную линии и открыв краны 6 и 8 и закрыв кран 7 в период с 03:50 до 11:25 выполнили закачку азота в объеме 4650 м³ (суммарно 9100 м³), в скважине 364Р давление затрубное составило 6,3 МПа, буферное -5,4 МПа, давление нагнетания - 6,5 МПа, в скважине 366Р давление затрубное - 0,02 МПа, забойное - 6,298 МПа.

Далее опрессовали нагнетательную и выкидную линии и приступили к закачке аэрированного раствора (техническая вода + азот), для чего открыли краны 6 и 8, произвели подключение цементировочного агрегата ЦА-320 и емкости с технической водой путем открытия крана 5. За период с 11:45 до 14:53 закачано 1550 м³ (суммарно 10650 м³) азота и 20 м³ технической воды. Одновременно с началом закачки аэрированного раствора приступили к стравливанию давления, открыв кран 7. За время стравливания на выходе зафиксирована грязная аэрированная жидкость. По окончании закачки и стравливания давления в буферной линии до атмосферного, затрубное давление в скважине 364Р составило 5 МПа, в скважине 366Р забойное давление - 5,695 МПа, затрубное - 1,034 МПа. Закачка была остановлена в связи с прекращением выхода жидкости с выкидной линии (потеря циркуляции).

В конечном счете, заявленный способ позволил повысить дебит горизонтальной метаноугольной скважины 364Р в системе с вертикальной скважиной 366Р Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения Кузбасса на 270%.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов и может быть использовано при выполнении работ по очистке горизонтальных стволов метаноугольных скважин в системе с вертикальными скважинами и повышению газоотдачи вскрытых угольных пластов. Техническим результатом заявляемого изобретения является повышение дебита воды и газа за счет очистки стволов горизонтальных метаноугольных скважин от угольной мелочи и прочих кольматантов. Способ включает постоянный мониторинг показаний забойного датчика давления, установленного в вертикальной метаноугольной скважине, осушку ствола горизонтальной метаноугольной скважины путем закачки азота до момента прекращения выхода жидкости из скважины через выкидную линию. Закачку азота продолжают до момента достижения в скважине давления, соответствующего максимальному геостатическому давлению, далее создают давление в нагнетательной линии не менее давления в горизонтальной метаноугольной скважине. Приступают к закачке аэрированного раствора в горизонтальную метаноугольную скважину в объеме, равном объему системы скважин, после чего продолжают закачку азота до достижения значения давления в скважине около 80% от давления гидроразрыва пласта. Закачку азота останавливают, нагнетательную линию перекрывают и приступают к стравливанию давления в горизонтальной метаноугольной скважине через выкидную линию с темпом не более 10 атм/мин, после стравливания давления в горизонтальной метаноугольной скважине до атмосферного скважину закрывают и поддерживают уровень жидкости ниже продуктивного пласта. 1 ил.

Способ повышения дебита воды и газа горизонтальной метаноугольной скважины в системе с вертикальной метаноугольной скважиной, включающий постоянный мониторинг показаний забойного датчика давления, установленного в вертикальной метаноугольной скважине, осушку ствола горизонтальной метаноугольной скважины путем закачки азота до момента прекращения выхода жидкости из горизонтальной метаноугольной скважины через выкидную линию, отличающийся тем, что закачку азота продолжают до момента достижения в горизонтальной метаноугольной скважине давления, соответствующего максимальному геостатическому давлению, осуществляют опрессовку обвязки цементировочного агрегата с азотной установкой и аэратором, далее создают давление в нагнетательной линии не менее давления в горизонтальной метаноугольной скважине, приступают к закачке аэрированного раствора в горизонтальную метаноугольную скважину в объеме, равном объему системы скважин, после чего продолжают закачку азота до достижения значения давления в скважине, составляющего 80% от давления гидроразрыва пласта, далее закачку азота останавливают, нагнетательную линию перекрывают и приступают к стравливанию давления в горизонтальной метаноугольной скважине через выкидную линию с темпом не более 10 атм/мин, после стравливания давления в горизонтальной метаноугольной скважине до атмосферного скважину закрывают и поддерживают уровень жидкости ниже продуктивного пласта.