RU2813875C1 - Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины - Google Patents

Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2813875C1
RU2813875C1 RU2023119103A RU2023119103A RU2813875C1 RU 2813875 C1 RU2813875 C1 RU 2813875C1 RU 2023119103 A RU2023119103 A RU 2023119103A RU 2023119103 A RU2023119103 A RU 2023119103A RU 2813875 C1 RU2813875 C1 RU 2813875C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
ball
seat
formation
pipe string
injection well
Prior art date
Application number
RU2023119103A
Other languages
English (en)
Inventor
Рустем Ирекович Галимов
Николай Александрович Сурков
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Application granted granted Critical
Publication of RU2813875C1 publication Critical patent/RU2813875C1/ru

Links

Abstract

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.

Description

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.

Claims (4)

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.
RU2023119103A 2023-07-19 Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины RU2813875C1 (ru)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2813875C1 true RU2813875C1 (ru) 2024-02-19

Family

ID=

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2320863C1 (ru) * 2006-06-05 2008-03-27 Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") Установка мобильная проходная гидроимпульсная для очистки призабойной зоны пласта
RU76970U1 (ru) * 2008-02-07 2008-10-10 Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" Эксплуатационная колонна
RU81995U1 (ru) * 2008-06-24 2009-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" Устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта
RU2506421C1 (ru) * 2012-08-07 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ обработки призабойной зоны скважины
RU2568615C1 (ru) * 2014-07-15 2015-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Устройство для очистки и освоения пласта
EP2492437B1 (en) * 2011-02-25 2015-12-09 Corpro Systems Limited Activation device for use in a downhole well
RU174510U1 (ru) * 2016-08-15 2017-10-18 Частное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования "Международный Институт Профессионального Образования" Внутрискважинное устройство для бароциклического воздействия на призабойную зону пласта
RU2787504C1 (ru) * 2022-05-27 2023-01-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины

Patent Citations (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2320863C1 (ru) * 2006-06-05 2008-03-27 Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") Установка мобильная проходная гидроимпульсная для очистки призабойной зоны пласта
RU76970U1 (ru) * 2008-02-07 2008-10-10 Государственное унитарное предприятие "Институт проблем транспорта энергоресурсов" Эксплуатационная колонна
RU81995U1 (ru) * 2008-06-24 2009-04-10 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" Устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта
EP2492437B1 (en) * 2011-02-25 2015-12-09 Corpro Systems Limited Activation device for use in a downhole well
RU2506421C1 (ru) * 2012-08-07 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ обработки призабойной зоны скважины
RU2568615C1 (ru) * 2014-07-15 2015-11-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Устройство для очистки и освоения пласта
RU174510U1 (ru) * 2016-08-15 2017-10-18 Частное образовательное учреждение дополнительного профессионального образования "Международный Институт Профессионального Образования" Внутрискважинное устройство для бароциклического воздействия на призабойную зону пласта
RU2787504C1 (ru) * 2022-05-27 2023-01-09 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины
RU2796409C1 (ru) * 2022-09-09 2023-05-23 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") Способ промывки скважины от глинисто-песчаной или проппантовой пробки

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US3028914A (en) Producing multiple fractures in a cased well
US7559373B2 (en) Process for fracturing a subterranean formation
US9670750B2 (en) Methods of operating well bore stimulation valves
US8978765B2 (en) System and method for operating multiple valves
EP2366058A1 (en) Apparatus and method for servicing a wellbore
RU2578134C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами
US20130319682A1 (en) Well completion using a pumpable seat assembly
RU2478164C1 (ru) Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком
US10597993B2 (en) Artificial lift system
RU2457323C1 (ru) Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями
US9957775B2 (en) Well plug and abandonment choke insert
RU2813875C1 (ru) Способ увеличения приемистости пласта нагнетательной скважины
RU2146759C1 (ru) Способ создания скважинного гравийного фильтра
RU2703093C2 (ru) Способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта и устройство для его реализации
RU2317407C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2747495C1 (ru) Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта
RU2739181C1 (ru) Способ изоляции заколонных перетоков в добывающей скважине
RU2615188C1 (ru) Способ ступенчатого цементирования скважины
US20120073820A1 (en) Chemical Injector for Wells
RU2787504C1 (ru) Способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины
RU2332557C1 (ru) Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
RU2512150C2 (ru) Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов
RU2537430C1 (ru) Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
RU2534291C1 (ru) Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации
RU2465442C1 (ru) Способ подъема жидкости из скважин