Способ добычи нефти из горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти горизонтальными скважинами. Технический результат - снижение противодавления на пласт и увеличение притока нефти из него в ствол горизонтальной скважины. По способу добычи нефти из горизонтальной скважины помещают в подъемные трубы поршень, подают газ и отбирают продукцию по внутритрубному пространству. В подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа осуществляют помещение поршня и подачу газа, которым перемещают поршень к выходу. Затрубное и внутритрубное пространства разобщают. Поршень вместе с продукцией во внутритрубном пространстве продолжают перемещать до подъема на дневную поверхность. После чего осуществляют сброс газа из подъемных труб, подачу его в них с выхода скважины и перемещают газом поршень к входу. Затрубное и внутритрубное пространства сообщают, осуществляют сброс газа из подъемных труб и заполняют их продукцией скважины. Поочередную подачу и сброс газа из подъемных труб с входа и выхода скважины повторяют. Изобретение развито в зависимых пунктах. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к добыче нефти горизонтальными скважинами.

Известен способ добычи вязкой нефти при тепловом воздействии на пласт (см. патент RU №2211318, Е21В 43/24, опубл. 27.08.2003), включающий бурение непрерывной скважины с входным, горизонтальным и выходным участками, подача теплоносителя в скважину с входного участка и отбор продукции с выходного по колоннам насосно-компрессорных труб.

Известный способ позволяет производить добычу нефти из горизонтальных скважин.

Недостатком способа является то, что при его использовании создается противодавление на пласт закачиваемым в скважину теплоносителем, которое снижает приток нефти из пласта, и требуются значительные энергозатраты, которые связаны с непроизводительными потерями тепла в непродуктивные горные породы при транспортировке теплоносителя в скважине и выносом тепла на поверхность теплоносителем, поднимаемым вместе с продукцией.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу является плунжерный подъемник (Ф.С.Абдулин "Добыча нефти и газа". М.: "Недра". 1983, с.148-149), включающий помещение в подъемные трубы поршня, подачу газа и отбор продукции из скважины по внутритрубному пространству.

Известный способ позволяет поднимать продукцию из скважины.

Недостатком способа является то, что при подаче газа в скважину создается противодавление на пласт, которое снижает приток нефти из него в ствол скважины, глубина падения поршня в подъемных трубах в горизонтальной скважине недостаточна из-за кривизны ствола, что снижает эффективность подъема продукции из таких скважин.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является снижение противодавления на пласт и увеличение притока нефти из него в ствол горизонтальной скважины за счет исключения возможности попадания в межтрубное пространство газа, закачиваемого в подъемные трубы для отбора по ним продукции, обеспечение "холостого" хода поршня в подъемных трубах и по горизонтальной части ствола за счет давления подаваемого в них газа, повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения "рабочего" хода поршня и создания максимально допустимой депрессии на пласт.

Поставленная техническая задача решается описываемым способом добычи нефти из горизонтальной скважины, включающем помещение в подъемные трубы поршня, подачу газа и отбор продукции по внутритрубному пространству, при этом в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа осуществляют помещение поршня и подачу газа, которым перемещают поршень к выходу, затрубное и внутритрубное пространства разобщают, а поршень вместе с продукцией во внутритрубном пространстве продолжают перемещать до подъема на поверхность, после чего осуществляют сброс газа из подъемных труб, подачу его в них с выхода скважины и перемещают газом поршень к входу, затрубное и внутритрубное пространства сообщают, осуществляют сброс газа из подъемных труб и заполняют их продукцией скважины, поочередную подачу и сброс газа из подъемных труб с входа и выхода скважины повторяют, со стороны входа скважины к поршню закрепляют тяговый элемент, которым осуществляют его перемещение в эту сторону, при необходимости исследования скважины глубинный прибор для перемещения его в скважине закрепляют к поршню со стороны выхода скважины.

Проведенные исследования показали, что осуществление помещения в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа скважины поршня, подача газа в подъемные трубы с входа скважины, перемещение им поршня к выходу скважины, разобщение затрубного и внутритрубного пространства, продолжение перемещения поршня вместе с продукцией во внутритрубном пространстве до подъема на дневную поверхность, после чего осуществление сброса газа из подъемных труб, подача его в них с выхода скважины и перемещение поршня газом к входу скважины, сообщение затрубного и внутритрубного пространства, осуществление сброса газа из подъемных труб и заполнение их продукцией скважины, повторение поочередной подачи и сброса газа из подъемных труб с входа и выхода скважины позволяет:

во-первых, снизить противодавление на пласт за счет предотвращения попадания в затрубное пространство газа, закачиваемого в подъемные трубы для перемещения поршня и подъема продукции скважины;

во-вторых, увеличить приток нефти из пласта в ствол скважины за счет снижения противодавления на пласт;

в-третьих, обеспечить ход поршня в подъемных трубах, в том числе, и в горизонтальной части ствола скважины за счет давления подаваемого в них газа;

в-четвертых, увеличить ход поршня в подъемных трубах за счет обеспечения возможности перемещения его в подъемных трубах по всей длине ствола скважины;

в-пятых, обеспечить возможность создания максимально допустимой депрессии на пласт за счет сообщения затрубного и внутритрубного пространства на определенном участке ствола скважины.

Закрепление к поршню тягового элемента со стороны входа скважины позволяет осуществлять перемещение поршня на "холостом" ходу в сторону входа скважины за счет привода, связанного с этим тяговым элементом.

Закрепление к поршню глубинного прибора со стороны выхода скважины позволяет перемещать его в подъемных трубах при необходимости исследования скважины, в том числе, и в горизонтальной части ствола, расположенной в продуктивном пласте, за счет поршня, перемещаемого описанными способами.

Совокупность отличительных признаков предлагаемого способа добычи нефти из горизонтальной скважины позволяет снизить противодавление на пласт и увеличить приток из него, обеспечить движение поршня и вытеснение им продукции из подъемных труб и в горизонтальной части ствола с подъемом ее на дневную поверхность, увеличить ход поршня и повысить эффективность добычи.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков. Следовательно, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "изобретательный уровень".

На фиг.1 показана схема осуществления предлагаемого способа добычи нефти из горизонтальной скважины при подъеме продукции, на фиг.2 - при "холостом" ходе поршня, на фиг.3 - при заполнении подъемных труб продукцией.

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

В непрерывную скважину 1 с входом 2 и выходом 3 ее на дневную поверхность, устанавливают подъемные трубы 4, например, колонну насосно-компрессорных труб или безмуфтовую длинномерную (колтюбинговую) трубу (см. фиг.1). В подъемные трубы 4 с входа 2 скважины 1 помещают поршень 5.

С входа 2 скважины 1 в подъемные трубы 4 подают газ, например, воздух, азот, углекислый газ и т.п., который перемещает поршень 5 в подъемных трубах 4 в направлении выхода 3 скважины 1. При прохождении поршнем 5 определенного участка ствола скважины 1 затрубное А и внутритрубное Б пространства разобщают, например, перекрыв канал 6 в подъемной колонне 4 втулкой 7 управляемой поршнем 5. Этот участок определяют с учетом характеристик конкретной скважины, таких как геометрические размеры скважины, допустимая депрессия на пласт, давление насыщения, удельный вес продукции и др. Поршень 5 вместе с продукцией во внутритрубном пространстве Б продолжают перемещать до подъема на дневную поверхность. Таким образом, поршень 5 совершает "рабочий" ход. При этом в результате разобщения затрубного и внутритрубного пространства давление, подаваемое в подъемные трубы 4 газа, не создает противодавления на продуктивный пласт 8, что, в свою очередь, увеличивает приток нефти из него в затрубное пространство А.

После этого газ из подъемных труб 4 сбрасывают через вход 2 скважины 1 и подают его в подъемные трубы 4 с выхода 3, перемещают газом поршень 5 к входу 2 скважины 1 (см. фиг.2). При прохождении поршнем 5 определенного выше участка ствола скважины 1 затрубное А и внутритрубное Б пространства сообщаются, открыв канал 6 в подъемных трубах 4 перемещением втулки 7 управляемой поршнем 5 и сбрасывают газ из подъемных труб 4 через выход 3 скважины 1. Таким образом поршень 5 совершает "холостой" ход.

После этого подъемные трубы 4 через канал 6 заполняют продукцией скважины 1 за счет перепада давления между затрубным А и внутритрубным Б пространствами (см. фиг.3). Процесс заполнения контролируют по изменению уровня в подъемных трубах 4, например, эхолотом.

Поочередную подачу и сброс газа из подъемных труб 4 с входа 2 и выхода 3 скважины 1 с совершением поршнем 5 "рабочего" и "холостого" хода повторяют. При этом обеспечивается значительная величина "холостого" и "рабочего" хода поршня, равная в пределе всей длине ствола скважины 1, что позволяет за один двойной ход отбирать из скважины 1 большой объем продукции, а вытеснение поршнем 5 продукции из подъемных труб 4, расположенных в горизонтальной части ствола, размещенной в продуктивном пласте 8, обеспечивает возможность создания максимальной депрессии на пласт 8, при соединении затрубного А и внутритрубного Б пространства в горизонтальной части ствола скважины 1.

Для снижения расхода газа со стороны входа 2 скважины 1 к поршню 5 закрепляют тяговый элемент, например, канат, ленту и т.п., которым осуществляют "холостой" ход поршня 5 с помощью привода, например, лебедки, установленной на поверхности земли. При этом необходимые тяговые усилия значительно меньше, чем при "рабочем" ходе поршня 5.

При необходимости исследования скважины глубинный прибор закрепляют к поршню 5 со стороны выхода скважины 1 и перемещают его в скважине поршнем 5, который перемещается описанными способами.

Осуществление помещения в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа скважины поршня и подача в подъемные трубы с входа скважины газа, которым перемещают поршень к выходу скважины, разобщение затрубного и внутритрубного пространства, продолжение перемещения поршня вместе с продукцией во внутритрубном пространстве до подъема на дневную поверхность, осуществление сброса газа из подъемных труб, подача его в них с выхода скважины и перемещение газом поршня к входу скважины, сообщение затрубного и внутритрубного пространства, сброс газа из подъемных труб и заполнение их продукцией скважины, повторение поочередной подачи и сброса газа из подъемных труб с входа и выхода скважины, закрепление к поршню со стороны входа скважины тягового элемента и осуществление им перемещения поршня к входу скважины, закрепление к поршню со стороны выхода скважины глубинного прибора для перемещения его в скважине при необходимости ее исследования обеспечивают снижение противодавления на пласт и увеличение притока нефти из него в ствол скважины, а также вытеснение поршнем из подъемных труб, расположенных в горизонтальной части ствола, продукции и подъем ее по ним на дневную поверхность, при этом обеспечивают значительный "рабочий" и "холостой" ход поршня, а также возможность создания максимальной депрессии на пласт, исследования скважины глубинными приборами и снижения расхода газа.

Таким образом, применение предлагаемого способа добычи нефти из горизонтальной скважины позволяет повысить эффективность добычи нефти за счет увеличения его притока из пласта и подъема на дневную поверхность без создания при этом противодавления на пласт.

1. Способ добычи нефти из горизонтальной скважины, включающий помещение в подъемные трубы поршня, подачу газа и отбор продукции по внутритрубному пространству, отличающийся тем, что в подъемные трубы, установленные в непрерывную скважину с входом и выходом ее на дневную поверхность, с входа осуществляют помещение поршня и подачу газа, которым перемещают поршень к выходу, затрубное и внутритрубное пространства разобщают, а поршень вместе с продукцией во внутритрубном пространстве продолжают перемещать до подъема на дневную поверхность, после чего осуществляют сброс газа из подъемных труб, подачу его в них с выхода скважины и перемещают газом поршень к входу, затрубное и внутритрубное пространства сообщают, осуществляют сброс газа из подъемных труб и заполняют их продукцией скважины, поочередную подачу и сброс газа из подъемных труб с входа и выхода скважины повторяют.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что со стороны входа скважины к поршню закрепляют тяговый элемент, которым осуществляют его перемещение в эту сторону.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что при необходимости исследования скважины глубинный прибор для перемещения его в скважине закрепляют к поршню со стороны выхода скважины.