Способ разработки залежей нефти горизонтальными скважинами


 


Владельцы патента RU 2488690:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. Обеспечивает увеличение охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, дебитов скважин, дополнительной добычи нефти, повышение нефтеотдачи пластов, поддержание оптимального пластового давления. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальной скважины с ниспадающим забоем к подошве пласта, нагнетание вытесняющего агента и отбор продукции. Согласно изобретению проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после чего из горизонтальной скважины на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка бурят восходящий ствол к кровле пласта. В ниспадающем участке производят вторичное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК. Восходящий ствол между горизонтальной скважиной и вскрытием оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину между ниспадающим участком и восходящим стволом - дополнительным пакером с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине. После этого в скважину спускают на лифтовых трубах насос, которым отбирают продукцию пласта из восходящего ствола выше уровня ВНК. При снижении пластового давления добычу насосом продукции пласта прекращают, а по межтрубному пространству закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок и подпружиненный клапан дополнительного пакера в пласт ниже уровня ВНК для поддержания пластового давления. Затем закачку прекращают, а добычу насосом возобновляют. При необходимости циклы закачки вытесняющего агента повторяют. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами.

Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент РФ №2141560, МПК Е21В 43/00, опубл. 11.20.1999), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, по всей его длине от его забоя до кровли пласта проведение пото-кометрии, по данным потокометрии нахождение пласта к основному транспортному горизонтальному стволу участков пласта и неработающих участков пласта, затем из основного транспортного горизонтального ствола в неработающие участки пласта бурение ответвленных ниспадающих стволов волнообразного профиля, проведение в них потокометрии, выявление прилегающих к ответвленным ниспадающим стволам волнообразного профиля работающих участков пласта, бурение последующих горизонтальных стволов и дополнительных ответвлений ниспадающих стволов в работающие участки пласта из основного транспортного горизонтального ствола, включение скважин в работу по добыче нефти, при этом включение дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в каждой скважине в работу по добыче нефти последовательно, начиная от забоя основного транспортного горизонтального ствола до кровли пласта.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пластов вследствие преждевременного прорыва подошвенных вод к забоям добывающих скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2283947, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.09.2006), включающий бурение основного транспортного горизонтального ствола горизонтально или наклонно в кровельной части продуктивного пласта. Из него бурят дополнительные ответвленные ниспадающие стволы с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола. Высоту горизонтальной части последнего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водо-нефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8. Высоту горизонтальной части первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,1-0,2. Высоты горизонтальных частей дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в промежутке между первым и последним стволами назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта, равного 0,2-0,6. Включают скважины в работу по добыче нефти. При обводнении добываемой нефти за счет поднятия конусов обводнения исключают из работы скважины обводненные ниспадающие стволы.

Основными недостатками данного способа являются недостаточный охват пласта воздействием, вероятность преждевременного прорыва подошвенной пластовой воды к добывающей скважине, низкая нефтеотдача пласта, низкая эффективность извлечения нефти.

Техническими задачами являются увеличение охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, увеличение дебитов скважин, увеличение дополнительной добычи нефти, повышение нефтеотдачи пластов, поддержание оптимального пластового давления.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, включающим бурение горизонтальной скважины с ниспадающим забоем к подошве пласта, нагнетание вытесняющего агента и отбор продукции.

Новым является то, что проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК), после чего из горизонтальной скважины на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка бурят восходящий ствол к кровле пласта, в ниспадающем участке производят вторичное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК, причем восходящий ствол между горизонтальной скважиной и вскрытием оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину между ниспадающим участком и восходящим стволом дополнительным пакером с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине, после чего в скважину спускают на лифтовых трубах насос, который отбирает продукцию пласта из восходящего ствола - выше уровня ВНК, при снижении пластового давления добычу насосом продукции пласта прекращают, а по межтрубному пространству закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок и подпружиненный клапан дополнительного пакера в пласт ниже уровня ВНК для поддержания пластового давления, после чего закачку прекращают, а добычу насосом возобновляют, при необходимости циклы закачки вытесняющего агента повторяют.

Новым также является то, что при поднятии уровня ВНК выше нижней кромки вскрытия восходящего ствола насос с лифтовыми трубами извлекают, пакер с клапаном переносят в восходящем стволе выше уровня ВНК, ниже пакера в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия, в скважину спускают на лифтовых трубах насос и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решается задача увеличения охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, увеличения дебитов скважин, повышения дополнительной добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов, поддержания оптимального пластового давления и интенсификации притока нефти.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, где

1 - основной горизонтальный ствол добывающей скважины; 2 - ниспадающий участок горизонтальной скважины; 3 - восходящий ствол горизонтальной скважины; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5, 5 - пакеры со всасывающим и нагнетательным клапанами соответственно; 6 - лифтовые трубы; 7 - насос; 8, 8 - интервалы вскрытия, соответственно нисходящего участка 2 и восходящего ствола 3.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи нефти осуществляют бурение горизонтальной скважины 1 в продуктивном пласте 9 с ниспадающим участком 2 к подошве пласта 9. Проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 4. После чего из горизонтальной скважины 1 на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка 2 бурят восходящий ствол 3 к кровле пласта 9. Высота восходящего ствола 3 составляет h≤0,9 Н, где h - высота восходящего ствола 3 от горизонтального ствола 1; Н - расстояние от основного горизонтального ствола 1 до кровли пласта 9.

В ниспадающем участке 2 производят вторичное вскрытие 8 пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе 8 - выше уровня ВНК. Восходящий ствол 3 между горизонтальной скважиной 1 и вскрытием 8 оснащают пакером со всасывающим клапаном 5, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину 1, а горизонтальную скважину 1 между ниспадающим участком 2 и восходящим стволом 3 дополнительным пакером 5 с подпружиненным (нагнетательным) клапаном 5, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине 1. После чего в скважину 1 на лифтовых трубах 6 спускают насос 7. Производят отбор продукции пласта 9 из восходящего ствола 3 через всасывающий клапан пакера 5. В процессе отбора продукции пласта 9 при снижении пластового давления до 30% от первоначального добычу насосом 7 продукции пласта 9 прекращают и по межтрубному пространству скважины 1 закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок 2 и подпружиненный нагнетательный клапан дополнительного пакера 5 в пласт ниже уровня ВПК 4 для поддержания пластового давления.

Далее закачку прекращают, а добычу насосом 7 возобновляют.В случае подъема уровня ВПК 4 выше нижней кромки вскрытия 8′ восходящего ствола 3 насос 7 с лифтовыми трубами 6 извлекают, пакер с клапаном 5 переносят в восходящем стволе 3 выше уровня ВПК 4. Ниже пакера 5 в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия 8' ниже пакера 5' (на чертеже не показана). Количество и объем состава определяют в зависимости от геологических условий практическим путем. В качестве водоизолирующего состава применяют, например: суспензию полиакриламида или тампонирующий состав, состоящий из цемента и жидкого стекла в пропорции, соответствующей геологическим условиям данного пласта 9.

После технологической выдержки, достаточной для кольматации участка вскрытия 8' ниже пакера 5' в скважину на лифтовых трубах 6, спускают насос 7 и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.

При последующем подъеме уровня ВПК 4 операцию повторяют.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают нефтяную залежь (пласт) 9 со следующими характеристиками: средняя глубина залегания продуктивной части пласта - 870 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, общая толщина в пределах участка составляет 31 м, эффективная нефтенасыщенная часть -14 м, коэффициент песчанистости составляет 0,54 д. ед., расчлененность - 7 д. ед., пористость нефтенасыщенного пласта - 0,121 д. ед., проницаемость -0,576-10-3 мкм2, нефтенасыщенность - 0,79 д. ед.; абсолютная отметка ВНК - 877 м, начальное пластовое давление - 9 МПа.

На залежи нефти осуществляют бурение горизонтальной скважины 1 с ниспадающим забоем к подошве пласта 2. Далее проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 4. После чего из горизонтальной скважины 1 на расстоянии 370 м от ниспадающего участка 2 бурят восходящий ствол 3 к кровле пласта. Высота ответвления 3 составляет 5,6 м.

В ниспадающем участке 2 производят вторичное вскрытие 8 пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК. Восходящий ствол 3 между горизонтальной скважиной 1 и вскрытием 8 оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину 1 между ниспадающим участком 2 и восходящим стволом 3 дополнительным пакером 5 с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола 1 к вскрытию 8 ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине 1. После чего в скважину 1 на лифтовых трубах 6 спускают насос 7. Производят отбор продукции пласта через восходящий ствол 3. В процессе отбора продукции пласта при снижении пластового давления до 5 МПа добычу насосом продукции пласта прекращают и по межтрубному пространству скважины 1 закачивают вытесняющий агент давлением 14 МПа через ниспадающий участок 2 и подпружиненный клапан дополнительного пакера 5 в пласт ниже уровня ВПК 4 для поддержания пластового давления до 8 МПа.

Далее закачку прекращают, а добычу насосом 7 возобновляют. В случае подъема уровня ВПК 4 до уровня 874 м, то есть выше нижней кромки вскрытия 8 восходящего ствола 3, насос 7 с лифтовыми трубами извлекают, пакер 5'с клапаном переносят в восходящем стволе 3 до уровня 875 м - выше уровня ВНК 4. Ниже пакера 5 в пласт 9 производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия 8' ниже пакера 5'. В качестве водоизолирующего состава применяют суспензию полиакриламида в объеме 7 м3. После технологической выдержки (24 часа) в скважину на лифтовых трубах 6 спускают насос 7 и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.

В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 35%, дополнительная добыча нефти составила 172 тыс.т нефти.

Применение предложенного способа позволяет увеличить охват пласта выработкой по площади и по разрезу, увеличить дополнительную добычу нефти, дебиты скважин, повысить нефтеотдачи пластов, поддерживать пластовое давление на уровне оптимального.

1. Способ разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальной скважины с ниспадающим забоем к подошве пласта, нагнетание вытесняющего агента и отбор продукции, отличающийся тем, что проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, после чего из горизонтальной скважины на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка бурят восходящий ствол к кровле пласта, в ниспадающем участке производят вторичное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК, причем восходящий ствол между горизонтальной скважиной и вскрытием оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину между ниспадающим участком и восходящим стволом - дополнительным пакером с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине, после чего в скважину спускают на лифтовых трубах насос, которым отбирают продукцию пласта из восходящего ствола - выше уровня ВНК, при снижении пластового давления добычу насосом продукции пласта прекращают, а по межтрубному пространству закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок и подпружиненный клапан дополнительного пакера в пласт ниже уровня ВНК для поддержания пластового давления, после чего закачку прекращают, а добычу насосом возобновляют, при необходимости циклы закачки вытесняющего агента повторяют.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при поднятии уровня ВНК выше нижней кромки вскрытия восходящего ствола насос с лифтовыми трубами извлекают, пакер с клапаном переносят в восходящем стволе выше уровня ВНК, ниже пакера в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия, в скважину спускают на лифтовых трубах насос и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин; обеспечивает повышение эффективности способа.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи, и может найти применение при разработке нефтяных залежей с посаженным пластовым давлением.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при площадном нагнетании рабочего агента и отборе нефти из месторождения. .

Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи пластово-сводового типа как на ранней, так и на поздней стадии разработки, в границах которой встречаются изолированные литологически экранированные нефтенасыщенные линзы, вскрытые одиночной скважиной.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с порово-кавернозно-трещиноватым карбонатным коллектором.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяной залежи с использованием водогазовой смеси
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и, в частности, залежи нефти, представленной карбонатными слабопроницаемыми трещиноватыми коллекторами с водонефтяным контактом

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления

Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использовано для управления технологической системой поддержания пластового давления - ППД. Обеспечивает повышение уровня управляемости технологической системы ППД, расширение диапазона регулирования насосами и более маневренные воздействия на пласт, а также уменьшение удельного потребления электроэнергии при необходимости поддержания энергетических параметров насосов в зоне оптимального КПД. Сущность изобретения: по способу производят построение базовых напорно-расходных и энергетических характеристик основных и подпорных насосов и далее в процессе эксплуатации путем постоянного сравнения напорно-расходных и энергетических характеристик с базовым по всем насосам всех кустовых насосных станций - КНС, параллельно работающих на сеть водоводов высокого давления, производят выбор оптимального числа одновременно работающих основных насосов с согласованием их напорно-расходных и энергетических характеристик в зоне оптимального КПД путем изменения частоты вращения их электроприводов, исключая применение дроссельных элементов. Дополнительно измеряют температуру перекачиваемого агента на входе и выходе каждого насоса, а также производят регулирование частоты вращения электроприводов подпорных насосов низкого давления, контролируя удельный расход электроэнергии по всем основным насосам. При выходе значений гидравлических и энергетических параметров за пределы критических любого из основных насосов всех параллельно работающих КНС производят его переключение на резервный насос, технические характеристики которого позволяют согласовать напорно-расходные характеристики основных насосов в зоне оптимального КПД. 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно изобретению уточняют характеристики пластов. Для этого по картам текущей нефтенасыщенности пластов или данным сейсморазведочных работ выделяют в межскважинном пространстве по пористости, песчанистости, глинистости и эффективной толщине пласты с одинаковыми в пределах до ±20% характеристиками по этим показателям. Выявляют появление недренируемых участков, застойных зон и простирание по залежи пластов с одинаковыми характеристиками, которые выделяют в самостоятельные объекты разработки. Вносят изменения в модель разработки нефтяной залежи. Для этого на выделенные пласты под самостоятельную разработку дополнительно бурят добывающие и нагнетательные скважины или существующие добывающие и нагнетательные скважины на выделенных пластах дополнительно перфорируют, а разработку проводят преимущественно выделенных пластов. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. Выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками. Выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением. 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи термическим заводнением. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи в трещиновато-поровых коллекторах за счет возможности повышения пластового давления в минимально возможные сроки. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи термическим заводнением ведут межскважинную перекачку пластовой воды из нижележащего пласта в вышележащий продуктивный пласт и отбор пластовой продукции через добывающие скважины из продуктивного пласта. При межскважинной перекачке отбирают воду из пласта с температурой, большей температуры продуктивного пласта не менее чем на 20°C, и с минерализацией пластовой воды, большей минерализации воды в продуктивном пласте не менее чем на 56 г/л, межскважинную перекачку начинают на стадии разработки залежи, когда пластовое давление понижено, а разработку ведут в режиме повышения пластового давления. Закачку проводят в циклическом режиме. 1 з.п. ф-лы, 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение надежности работы системы за счет исключения замерзания водоводов. Сущность изобретения: система кустовой закачки воды в пласт включает кустовую насосную станцию, блок гребенки с задвижками, водоводы, задвижки, размещенные в приустьевой зоне нагнетательных скважин, расходомеры, установленные на блоке гребенки и/или в приустьевой зоне нагнетательных скважин, эксплуатация которых предусмотрена при различных рабочих давлениях с остановками кустовой насосной станции, кустовой контроллер с каналом передачи информации от расходомеров к кустовому контроллеру, выполненный с возможностью открытия и закрытия задвижек на блоке гребенки и/или задвижек, размещенных в приустьевой зоне нагнетательных скважин. Согласно изобретению кустовой контроллер снабжен программируемым интервальным таймером, выполненным с возможностью подачи сигналов открытия или закрытия задвижек для исключения замерзания в водоводе с наименьшей скоростью движения воды при остановке кустовой насосной станции с интервалом и продолжительностью открытия, определяемых эмпирическим путем в зависимости от наружной температуры, диаметра водоводов, их теплоизоляции и состава жидкости в них для периодической перекачки от одного до трех объемов воды в данном водоводе. 2 з.п. ф-лы, 5 табл., 1 ил.
Наверх