Способ повышения приемистости пласта нагнетательной скважины
METHOD FOR INCREASING THE INJECTIVITY OF AN INJECTION WELL FORMATION

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.