Способ добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением



Способ добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением
Способ добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением
Способ добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением

 


Владельцы патента RU 2501940:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации стока пластовой жидкости путем усиления сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости. Сущность изобретения: способ предусматривает отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа. В каждой вертикальной добывающей скважине создают каверну в нижней части продуктивного пласта, заполняют каверну наполнителем. Бурят дополнительно пологонаправленные добывающие скважины, соединяя забой каждой пологонаправленной скважины с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважиной, а устья пологонаправленных добывающих скважин сообщают с атмосферой. Диаметр вертикальных добывающих скважин больше диаметра пологонаправленных скважин. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин. Создание каверны осуществляют, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой, а заполнение каверны наполнителем осуществляют, например, намывом гравия. 3 з.п. ф-лы, 3 табл., 1 пр., 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами, в том числе пластами с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением.

Известен способ добычи нефти, включающий отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин вскрывающих всю толщину продуктивного пласта с образованием зумпфа (см. книгу Муравьева И.М., Базлова М.Н. и др. «Техника и технология добычи нефти и газа». - М.: Недра, 1971, стр.79).

Однако разработка нефтяных пластов с высокой расчлененностью и малой эффективной толщиной вертикальными скважинами, обеспечивая вскрытие всех пропластков одновременно, не обеспечивает требуемой рентабельности, при этом в условиях аномально низкого пластового давления обеспечивается очень низкий приток пластовой жидкости в призабойную зону вертикальных скважин.

Известен способ добычи нефти из слоистых коллекторов путем бурения горизонтального ствола в середине продуктивного пласта с проводкой горизонтальных ответвлений выше и ниже основного ствола (см. патент RU №2431038, МПК: Е21В 43/16, опубл. 10.10.2011).

Однако в пластах с высокой расчлененностью в условиях аномально низкого пластового давлении приток пластовой жидкости из нисходящих горизонтальных ответвлений не будет получен за счет низкой пластовой энергии пласта, в результате часть продуктивного пласта оказывается не вовлеченной в разработку.

Также известен способ добычи нефти из слоистых коллекторов путем бурения горизонтального ствола в середине продуктивного пласта и вертикальной добывающей скважины, пробуренной с образованием зумпфа и пересекающей оконечность горизонтальной скважины, принятый авторами за прототип. Способ предназначен для добычи высоковязкой нефти, при этом горизонтальную скважину используют для закачки теплоносителя в пласт до разжижения нефти вокруг горизонтального ствола, затем скважину останавливают на выдержку с последующим отбором пластовой жидкости из вертикальной скважины (см. патент RU №2307242, МПК: Е21В 43/24, опубл. 27.09.2007).

Однако данный способ не может быть использован при разработке пластов с высокой расчлененностью, особенно при аномально низком пластовом давлении, когда бурение горизонтальных скважин нерентабельно из-за прерывистости продуктивных пропластков, их расчлененности и слабого притока пластовой жидкости в вертикальные скважины.

Задачей изобретения является повышение нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации стока пластовой жидкости путем усиления сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением осуществляют отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- создают в каждой вертикальной добывающей скважине каверну в нижней части продуктивного пласта;

- заполняют каверну наполнителем;

- бурят дополнительно пологонаправленные добывающие скважины;

- соединяют забой каждой пологонаправленной скважины с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважины;

- сообщают устья пологонаправленных добывающих скважин с атмосферой;

- бурят вертикальные скважины с диаметром больше диаметра пологонаправленных скважин;

- располагают устья пологонаправленных скважин, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин;

- осуществляют создание каверны, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой;

- заполняют каверну наполнителем, например, намывом гравийного наполнителя.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание условий для повышения нефтеизвлечения из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением за счет увеличения зоны дренирования пласта путем дополнительного бурения разветвленной сети пологонаправленных добывающих скважин, обеспечивающих максимальный охват продуктивных пропластков как по толщине, так и по площади. Соединение забоев пологонаправленных добывающих скважин с каверной, созданной в нижней части продуктивного пласта в вертикальной добывающей скважине, и сообщение с атмосферой устьев всех пологонаправленных добывающих скважин обеспечивает активизацию сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости. Именно усиление сил гравитации за счет дополнительного действия силы атмосферного давления способствует активизации стока пластовой жидкости в вертикальную скважину с большей площади продуктивного пласта, при этом, одновременно, благодаря сбору пластовой жидкости в каверне и зумпфе создаются благоприятные условия для работы скважинного насоса, предотвращающие срывы подачи пластовой жидкости на поверхность.

Таким образом, предложенный способ добычи нефти из пластов с высокой расчлененностью и аномально низким пластовым давлением (ниже гидростатического на 20-30%) за счет исполнения вертикальных и пологонаправленных добывающих скважин и их взаимосвязи позволяет существенно повысить нефтеизвлечение пластовой жидкости за счет увеличения зоны дренирования пласта и активизации сил, способствующих вытеснению пластовой жидкости.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 изображена схема разбуривания залежи (элемент блока), на фиг.2 - принципиальная схема заканчивания вертикальной добывающей скважины, при разработке пласта с аномально низким пластовым давлением, на фиг.3 - принципиальная схема заканчивания вертикальной добывающей скважины, при одновременно раздельной эксплуатации пластов с различными фильтрационными свойствами, верхний из которых с аномально-низким пластовым давлением.

Разработку залежи пласта 1 с аномально низким пластовым давлением (АНПД) осуществляют с помощью вертикальных добывающих скважин 2, пологонаправленных добывающих скважин 3 и нагнетательных скважин 4. Скважины располагают, например, по рядной сетке (см. фиг.1) с четырьмя рядами вертикальных добывающих скважин и к каждой вертикальной добывающей скважине пробурено, например, шесть пологонаправленных добывающих скважин, то есть пологонаправленные скважины, расположенные между вертикальными добывающими скважинами, направлены навстречу друг другу, но не пересекаются друг с другом. Возможен вариант бурения большего количества пологонаправленных скважин и иной вариант разбуривания залежи. Вертикальные добывающие скважины 3 бурят с поверхности земли. Верхние интервалы пород в скважине перекрывают направлением и кондуктором. Возможна установка только одного кондуктора 5 (см. фиг.2). Затем вскрывают пласт 1 с аномально низким пластовым давлением с образованием зумпфа 6. Далее в нижней части продуктивного пласта 1 осуществляют создание каверны 7, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой или посредством гидравлического раздвижного расширителя, или другими способами. После спуска эксплуатационной колонны 8 осуществляют ее цементирование от устья до кровли каверны. Возможен вариант цементирования эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта. Затем в скважину спускают фильтр 9 и осуществляют заполнение каверны, например, намывом гравийного наполнителя, щебня или другого наполнителя (позицией на схеме не показано), через который обеспечивается приток пластовой жидкости в каверну и осуществляют окончательную установку фильтра до подошвы или ниже подошвы продуктивного пласта. Фильтр 9 может быть спущен в скважину как самостоятельно, так и вместе с эксплуатационной колонной 8. Зумпф 6 вертикальной скважины оставляют открытым или, при необходимости, закрепляют, например, цементным стаканом.

После бурения вертикальных добывающих скважин 2 осуществляют бурение разветвленной сети пологонаправленных добывающих скважин 3, забои которых вскрывают искусственную каверну 7 вертикальной скважины, как правило, в нижней части пласта 1, то есть к каждой вертикальной добывающей скважине пробурено несколько добывающих пологонаправленных скважин. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин, при этом устье каждой пологонаправленной скважины оборудуют запорной арматурой и приспособлением для сообщения с атмосферой, например, клапанным узлом (на схемах не показано). Все работы по подготовке и зарезке "окна" в эксплуатационной колонне вертикальной добывающей скважины, бурению пологонаправленных скважин и их креплению осуществляют в соответствии со специальным проектом на строительство пологонаправленных скважин. Предлагаемая конструкция пологонаправленных скважин состоит из кондуктора, эксплуатационной колонны с фильтровой секцией в интервале продуктивного пласта (на схемах не показано).

Параллельно осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и их обустройство по общепринятой технологии для закачки вытесняющего агента.

После разбуривания добывающих вертикальных скважин, пологонаправленных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин и завершения строительства скважин осуществляют обустройство всех скважин глубинным оборудованием. В качестве глубинно-насосного оборудования вертикальных добывающих скважин наиболее предпочтительны штанговые глубинно-насосные установки (УШГН) или винтовые насосы с поверхностным приводом, обеспечивающие возможность изменения подачи пластовой жидкости. Глубину спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) и, соответственно, длину подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) определяют конструкцией скважины и необходимым гарантированным погружением под динамический уровень, ограниченный кровлей продуктивного пласта. Глубину подвески ГНО рассчитывают для каждой скважины индивидуально в зависимости от длины ствола скважины и отметки кровли пласта, и, как правило, глубинный насос 10 располагают в зумпфе 6 вертикальной добывающей скважины.

Подготовленные скважины вводят в эксплуатацию. Добычу нефти осуществляют следующим образом. Пластовая жидкость из пласта I, по стволам пологонаправленных скважин 3, под действием силы гравитации и действия силы атмосферного давления за счет сообщения с атмосферой устьев пологонаправленных скважин, поступает в каверну 7 и стекает в зумпф 6 добывающей вертикальной скважины 2 откуда откачивается на поверхность глубинным насосом 10, при этом благодаря возможности дополнительного увеличения объема накопления пластовой жидкости за счет каверны создаются благоприятные условия для работы скважинного насоса, предотвращающие срывы подачи пластовой жидкости на поверхность.

Вместе с вводом в эксплуатацию добывающих скважин осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, при этом давление закачки поддерживают на уровне начального пластового давления. Объемы закачки вытесняющего агента в каждую нагнетательную скважину рассчитывают из условия компенсации отборов пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. В качестве вытесняющего агента используют, например, воду, воду с ПАВ и другие реагенты, которые подбирают по результатам опытных работ. Возможен вариант перевода добывающих скважин в нагнетательные, при этом устья пологонаправленных скважин перекрывают запорной арматурой.

Возможен вариант, когда вместе с добычей нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением осуществляют добычу нефти из ниже- или вышележащих пластов с иными фильтрационными свойствами. В этом случае разработку залежей пластов осуществляют единой сеткой скважин с применением известных технологий одновременно раздельной эксплуатации и одновременно раздельной закачки вытесняющего агента.

Рассмотрим вариант совместной разработки пласта с аномально низким пластовым давлением и нижележащего пласта с иными фильтрационными свойствами.

Вертикальные добывающие скважины 2 бурят с поверхности земли и вскрывают пласты 1 и 11 с образованием зумпфа 12 под пластом 11 (см. фиг.3). Бурение вертикальной скважины осуществляют по общепринятой технологии. Предварительно бурят вертикальную скважину ниже продуктивного пласта 1 с аномально низким пластовым давлением. Далее в продуктивном пласте 1 осуществляют создание каверны 7, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой или посредством гидравлического раздвижного расширителя, или другими способами. Затем спускают эксплуатационную колонну 8 с фильтром 9 и осуществляют заполнение каверны, например, намывом гравийного наполнителя, щебня или другого наполнителя, через который обеспечивается приток пластовой жидкости в каверну. После цементирования эксплуатационной каверны от устья до кровли каверны 7 или до кровли продуктивного пласта 1 вертикальную скважину добуривают ниже продуктивного пласта 11 с образованием зумпфа 12. Затем в скважину спускают фильтр 13 с набухающим пакером 14, который разделяет пласты между собой и предотвращает приток пластовых вод в скважину. Возможен вариант, когда в скважину ниже продуктивного пласта 1 спускают эксплуатационную колонну 8, которую после заполнения каверны наполнителем и установки фильтра 13 с набухающим пакером, перфорируют выше набухающего пакера 14. Зумпф 12 вертикальной скважины оставляют открытым или, при необходимости, закрепляют, например, цементным стаканом.

Затем осуществляют бурение пологонаправленных скважин аналогично их бурению при разработке одного пласта с АНПД. Все работы по подготовке и зарезке "окна" в эксплуатационной колонне вертикальной добывающей скважины, бурению пологонаправленных скважин, спуску и креплению хвостовика также осуществляют в соответствии специальным проектом на строительство пологонаправленных скважин. Предлагаемая конструкция пологонаправленных скважин состоит из кондуктора, эксплуатационной колонны с фильтровой секцией в интервале продуктивного пласта. Устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин, при этом устье каждой пологонаправленной скважины оборудуют запорной арматурой и приспособлением для сообщения с атмосферой, например, клапанным узлом (на схемах не показано). Параллельно осуществляют бурение вертикальных нагнетательных скважин и их обустройство. После разбуривания блока добывающих вертикальных скважин, пологонаправленных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин и завершения строительства скважин осуществляют обустройство всех скважин глубинным оборудованием.

В качестве глубинно-насосного оборудования (позицией на схеме не показано) вертикальных добывающих скважин наиболее предпочтительны штанговые глубинно-насосные установки (УШГН) или винтовые насосы с поверхностным приводом. Глубину спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) и, соответственно, длину подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) определяют конструкцией скважины и необходимым гарантированным погружением под динамический уровень, ограниченный кровлей пласта. Глубину подвески ГНО рассчитывают для каждой скважины индивидуально в зависимости от длины ствола скважины и отметки кровли пласта. Для оборудования вертикальной скважины по технологии одновременно раздельной эксплуатации (ОРЭ), учитывая большой диаметр эксплуатационной колонны и незначительную глубину залегания продуктивных пластов, наиболее предпочтительна двухлифтовая схема (параллельный лифт) размещения насосного оборудования. Возможен вариант откачки пластовых жидкостей из пластов путем их смешения в цилиндре верхнего насоса, при этом нижним насосом откачивают жидкость из нижнего пласта, а верхним насосом вместе с жидкостью верхнего пласта одновременно всасывается и жидкость, поступающая из нижнего насоса. В этом случае диаметр верхнего насоса подбирают так, чтобы обеспечить добычу пластовых жидкостей с обоих пластов.

В качестве оборудования для нагнетательной скважины при закачке воды в два объекта по технологии одновременно раздельной закачки (ОРЗ) рекомендуется двухпакерная компоновка с двойным лифтом, состоящая из наземного и скважинного оборудования.

Подготовленные скважины вводят в эксплуатацию. Вместе с вводом в эксплуатацию добывающих скважин осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, при этом давление закачки поддерживают на уровне начального пластового давления. Объемы закачки вытесняющего агента в каждую нагнетательную скважину рассчитывают из условия компенсации отборов пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. В качестве вытесняющего агента используют, например, воду, воду с ПАВ и другие реагенты, которые подбирают по результатам опытных работ. Возможен вариант перевода добывающих скважин в нагнетательные, при этом устья пологонаправленных скважин перекрывают запорной арматурой.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа, когда продуктивный пласт с аномально низким пластовым давлением залегает выше продуктивного пласта с иными фильтрационными свойствами. Способ может быть осуществлен в условиях Нижнечутинского месторождения, которое расположено в Ухтинском районе Республики Коми. В совместную разработку целесообразно ввести два пласта и разрабатывать их самостоятельной сеткой с созданием системы поддержания пластового давления. Коллектор характеризуется как сложный порово-трещинный, слабосцементированный. Верхний пласт характеризуется высокой расчлененностью (до 10-12 продуктивных пропластков), аномально низким пластовым давлением - 0,325 МПа и низкими фильтрационными свойствами по сравнению с нижележащим пластом.

Параметры пластов приведены в таблице 1

Таблица 1
Параметры пластов Верхний пласт Нижний пласт
Средняя глубина залегания кровли, м 68,9 138,3
Средняя общая толщина, м 37,8 3,6
Пористость, % 22 24
Проницаемость, 10-3 мкм2 50 472
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,352 0,667
Расчлененность 9,519 2,240
Начальная пластовая температура, °С 3,7 7,0

Разработку залежей пластов 1 и 11 (см. фиг.3) осуществляют единой сеткой скважин с применением технологий одновременно раздельной эксплуатации и одновременно-раздельной закачки вытесняющего агента. Конструкция вертикальных добывающих скважин должна обеспечивать аккумуляцию пластовой жидкости, необходимый диаметр скважины для последующего вскрытия ее на заданной глубине пологонаправленными цренирующими скважинами, например, шестью стволами.

Предлагаемая конструкция вертикальной добывающей скважины приведена в таблице 2.

Таблица 2
Наименование и диаметр колонны, мм Глубина спуска, м Интервал цементирования
от до
Кондуктор, 426 55 0 55
Эксплуатационная, 324 180 0 55
Открытый ствол, 393,7 185 - -

Кондуктор диаметром 426 мм служит для сохранения насыпного основания площадки буровой установки, для перекрытия неустойчивых отложений. Цементирование производят, например, цементом марки ПЦТ-II-50. Эксплуатационная колонна 324 мм служит для аккумулирования пластовой жидкости и размещения насосного оборудования для откачки жидкости на дневную поверхность. Цементирование колонны производят, например, цементом марки ПЦТ-II-50 в одну ступень с применением пакера манжетного цементирования (позицией на схеме не указан) с глубиной его установки в интервале кровли продуктивного горизонта, примерно 55 м. Перед спуском эксплуатационной колонны 8 в интервале нижней части продуктивного горизонта (83-103 м) производят создание каверны 7, например, гидромониторным способом с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой. Перед манжетным цементированием эксплуатационной колонны 8 осуществляют проведение операции по закреплению каверны, например, намывом гравийного наполнителя. После крепления эксплуатационной колонны производят кумулятивную перфорацию на глубине 95-103 м. Для разобщения продуктивных пластов в оснастке эксплуатационной колонны предусмотрен набухающий пакер. Набухание происходит под воздействием пластового флюида, время набухания пакеров задается при их производстве, регулируется составом эластомера, в зависимости от характеристик и состава пластового флюида. Для нижнего продуктивного пласта 11 в оснастке эксплуатационной колонны предусмотрен фильтр 13, установленный под набухающим пакером 14.

Предлагаемая конструкция пологонаправленных скважин (на схемах не показано) приведена в таблице 3 и состоит из кондуктора диаметром 178 м, спускаемого на глубину 55/226 м (вертикаль/ствол), эксплуатационной колонны диаметром 127 мм с фильтровой секцией в интервале продуктивного горизонта 55/226 м - 103/511 м (вертикаль/ствол).

Таблица 3
Наименование и диаметр колонны, мм Глубина спуска, м Глубина спуска по вертикали, м Интервал цементирования
от до
Кондуктор, 178 226 55 0 55/226
Эксплуатационная, 127 226 55 0 55/226
Фильтр, 127 511 103 - -

Направление пологонаправленной скважины цементируют на всю длину, например, цементом марки ПЦТ-II-50. Эксплуатационную колонну выше фильтровой секции цементируют также, например, цементом марки ПЦТ-II-50 посредством манжетного цементирования.

Для оборудования вертикальной скважины по технологии одновременно-раздельной эксплуатации, учитывая большой диаметр эксплуатационной колонны и незначительную глубину залегания продуктивных пластов, наиболее предпочтительна двухлифтовая схема (параллельный лифт) размещения насосного оборудования

Глубину спуска глубинно-насосного оборудования (ГНО) и, соответственно, длину подвески насосно-компрессорных труб (НКТ) определяют конструкцией скважины и необходимым гарантированным погружением под динамический уровень, ограниченный кровлей пласта и в среднем она составляет для вертикальных скважин пласта 1-70 м, пласта 11-140 м. Насосное оборудование устанавливают ниже кровли пластов. Пласт 1 оборудуют коротким лифтом, пласт 11 - длинным лифтом. В качестве ГНО в таких условиях наиболее предпочтительны штанговые глубиннонасосные установки (УШГН). В качестве привода УШГН рекомендуется, например, цепной привод ЦП-40-2,1-0,5/2,5, который по своим характеристикам (длина хода до 2,1 ми число качаний от 0,5 кач/мин до 2,5 кач/мин) обеспечит нормальную работу штанговых насосов для пласта 1, например, типа НН2Б-57 и насосов для пласта 11, например НВ2Б-38. Для контроля работы системы пласт-насос-скважина целесообразно оснастить насосы системой кабельного глубинного комплекса, например «СОЮ3-ФОТОН». Датчики подземной телеметрии устанавливают под насосом на каждом лифте, данные передают в наземный бок по геофизическому кабелю, укрепленному на каждом лифте. В качестве оборудования для нагнетательной скважины при закачке вытесняющего агента в два пласта (ОРЗ) рекомендуется двухпакерная компоновка с двойным лифтом, состоящая из наземного и скважинного оборудования. Подвод вытесняющего агента, например воды в пласты 1 и 11 осуществляют по отдельным линиям, оборудованным расходомером и регулятором расхода для контроля и регулирования количества воды. Конструкция внутрискважинного оборудования позволяет вести оперативный учет и контроль параметров (давление, объем) нагнетаемого вытесняющего агента в каждый пласт. Объемы закачки вытесняющего агента в каждую нагнетательную скважину рассчитывают из условия компенсации отборов пластовой жидкости из окружающих добывающих скважин. Возможен вариант перевода добывающих скважин в нагнетательные, при этом устья пологонаправленных скважин перекрывают запорной арматурой.

Таким образом, предложенный способ разработки залежей нефти в слоисто-неоднородных коллекторах за счет исполнения вертикальных и пологонаправленных добывающих скважин и их взаимосвязи позволит создать благоприятные условия для повышения нефтеизвлечения из пласта с аномально низким пластовым давлением и обеспечить из него добычу нефти, а также осуществить экономически выгодную совместную разработку пластов с различными фильтрационными свойствами.

1. Способ добычи нефти из пласта с аномально низким пластовым давлением, включающий отбор пластовой жидкости с помощью глубинного насоса из вертикальных добывающих скважин, пробуренных с образованием зумпфа, отличающийся тем, что в каждой вертикальной добывающей скважине создают каверну в нижней части продуктивного пласта, заполняют каверну наполнителем и бурят дополнительно пологонаправленные добывающие скважины, соединяя забой каждой пологонаправленной скважины с каверной соответствующей добывающей вертикальной скважины, а устья пологонаправленных добывающих скважин сообщают с атмосферой, при этом вертикальные добывающие скважины бурят с диаметром больше диаметра пологонаправленных скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что устья пологонаправленных скважин располагают, например, вблизи устьев соседних вертикальных добывающих скважин.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что создание каверны осуществляют, например, путем гидромониторного размыва породы с помощью специального переводника с боковой гидромониторной насадкой.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что заполнение каверны наполнителем осуществляют, например, намывом гравия.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к растворам для глушения скважин. Способ обработки подземного пласта включает: закачивание в обсаженный, перфорированный ствол скважины, который рассекает пласт, раствора обращенной эмульсии для глушения скважины, содержащего: маслянистую непрерывную фазу, немаслянистую дисперсную фазу, эмульгирующий агент, по меньшей мере один разлагаемый материал и по меньшей мере один закупоривающий агент; контакт пласта с раствором для глушения скважины и предоставление возможности разлагаемому материалу, по меньшей мере, частично разложиться.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предложен способ оптимизации добычи в скважине, в котором управляют системой искусственного подъема в стволе скважины, отслеживают множество параметров добычи на поверхности и в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.

Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации нефтяных пластов с зонами различной проницаемости, в том числе с помощью боковых и боковых горизонтальных стволов из эксплуатационных колонн.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Изобретение относится к системам регулирования дебита скважины и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации пластов одной скважиной. .

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к глушению газовых скважин при проведении капитальных ремонтов в условиях катастрофических поглощений.
Изобретение предназначено для использования при газлифтной эксплуатации скважин. Обеспечивает повышение эффективности работы газлифтной скважины путем снижения вязкости водонефтяной эмульсии, получения не застывающего потока как в скважине, так и в подводном трубопроводе за счет использования высокой температуры на забое и рационального применения реагентов в зависимости от температуры на забое. Сущность изобретения: способ включает использование деэмульгатора и депрессорной присадки. Согласно изобретению при температуре на забое скважины до 80°С оба реагента подают совместно в нагнетательный рабочий агент - газ. При температуре на забое скважины выше 80°С депрессорную присадку подают в нагнетательный рабочий агент, а деэмульгатор вводят в продукцию на устье скважины. При этом для обводненной продукции до 40% используют водорастворимый деэмульгатор, а при обводненности продукции свыше 60% используют нефтерастворимый деэмульгатор. В интервале обводненности 40-60% используют любой из названных типов реагентов. 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает расширение области применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе. Сущность изобретения: способ включает установку пакера выше пласта добывающей скважины, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти. Обеспечивают работу насоса в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси. Воду отбирают из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам подъема жидкости из скважины. Обеспечивает возможность регулирования объемов отбора нефти и воды при изменении уровня водонефтяного контакта в скважине в процессе работы, получения на поверхности скважины продукции, не требующей последующей сепарации на отдельные фазы, и снижения вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина на внутренней поверхности труб. Сущность изобретения: устройство содержит насос, спущенный в обсадную колонну скважины на колонне труб с хвостовиком снизу, связанным с соединительной трубкой, а также размещенные в скважине два подводящих канала, причем один канал - для подвода нефти, а другой канал - для подвода воды, имеющих возможность поступления в скважину из пласта. Входы каналов расположены на разных уровнях, а выходы направлены к приему насоса. Хвостовик колонны труб снабжен снаружи пакером, установленным в обсадной колонне скважины на уровне водонефтяного контакта, и радиальными отверстиями выше пакера. Причем в хвостовик ниже радиальных отверстий жестко установлена полая заглушка, в которую герметично с возможностью осевого перемещения и фиксации установлена соединительная трубка. При этом фиксация соединительной трубки относительно хвостовика осуществлена с помощью разрезного стопорного кольца круглого сечения, установленного во внутренней проточке полой заглушки и фиксирующего соединительную трубку в полукруглых насечках, выполненных на наружной поверхности соединительной трубки. При этом канал для подвода нефти образован внутренним пространством обсадной колонны выше пакера, радиальными отверстиями хвостовика и пространством между хвостовиком и соединительной трубкой. Канал для подвода воды образован внутренним пространством обсадной колонной ниже пакера и внутренним пространством соединительной трубки. Входы обоих каналов расположены напротив перфорационных отверстий в водоносной и нефтеносной частях пласта, а выходы направлены к приему насоса. Также предлагаемое устройство из-за регулирования объемов отбора воды и нефти позволяет предотвратить их смешивание в процессе подъема по колонне труб и получить на поверхности скважины продукцию, не требующую последующей сепарации на отдельные фазы, а также позволяет снизить вероятности образования водонефтяных эмульсий и отложения парафина из-за быстрого перехода от отбора воды к отбору нефти. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти с повышенным газосодержанием. Обеспечивает возможность увеличения КПД насоса при работе на газосодержащей смеси при увеличении допустимого газосодержания смеси на входе в насос, а также возможность периодического откачивания скопления газа при малых и даже нулевых количествах жидкой фазы. Сущность изобретения: устройство включает корпус, электродвигатель, погружной насос с напорной частью и входным устройством и эжектор. Согласно изобретению устройство снабжено кожухом, образующим с корпусом кольцевой канал ниже напорной части погружного насоса и выше эжектора. Эжектор расположен во входном устройстве и выполнен в виде кольцевой щели. При этом приемный патрубок эжектора соединен с напорной частью погружного насоса через кольцевой канал для частичного возврата перекачанной нефти. На выходе эжектора перед первой ступенью насоса размещена камера смешения, обеспечивающая возможность диспергирования газовой фазы и увеличения давления. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для управления многочисленными скважинными инструментами. Многочисленные скважинные инструменты можно приводить в действие между рабочими положениями. Скважинные инструменты соединяют с множеством многоотводных модулей, при этом каждый многоотводный модуль обычно соединяют с одним или двумя скважинными инструментами. Линии управления соединяют с многоотводными модулями, а многоотводные модули обладают способностью управлять скважинными инструментами в большем количестве, чем количество линий управления. Каждый скважинный инструмент можно приводить в действие индивидуально, создавая подачи давления по одной или нескольким линиям управления. Техническим результатом является облегчение управления многочисленными скважинными инструментами. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 25 ил.

Группа изобретений относится к мониторингу показателей скважин с забойным и устьевым оборудованием. Более конкретно, настоящие изобретения раскрывают систему и способ по определению и вычислению расходов в скважинах, которые создают электропогружные насосы. Обеспечивается повышение эффективности мониторинга. Сущность: способ определения расхода через электропогружной насос содержит этапы, на которых: подводят электроэнергию к электропогружному насосу с наземного распределительного устройства; принимают с помощью процессора давление на приеме с первого манометра внизу по стволу скважины относительно электропогружного насоса и давление на выходе со второго манометра; принимают с помощью процессора напряжение и ток; принимают с помощью процессора по меньшей мере одно статическое значение; вычисляют с помощью процессора расход через электропогружной насос, в соответствии с чем: вычисляют отношение коэффициента полезного действия к расходу, вводя принимаемые напряжения и токи в уравнение равновесия мощностей; получают безразмерный расход, вводя вычисляемое отношение коэффициента полезного действия к расходу в статические данные; вычисляют расход на основании безразмерного расхода; и образуют диаграмму вычисляемых расходов. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к эксплуатации газовых скважин на завершающей стадии разработки и, в частности, к эксплуатации газовых скважин, в которых скорость газового потока недостаточна для выноса жидкости с забоя. Обеспечивает возможность оптимизации режима работы газовых скважин, позволяющего эксплуатировать их без остановки для удаления жидкости. Сущность изобретения: по способу газовую скважину снабжают основной лифтовой колонной и концентрично размещенной в ней центральной лифтовой колонной с образованием кольцевого пространства между ними. Торец центральной лифтовой колонны размещают ниже торца основной лифтовой колонны, а отбор газа осуществляют одновременно по центральной лифтовой колонне и кольцевому пространству. При этом отбор газа по центральной лифтовой колонне ведут с дебитом, в полтора раза превышающим дебит, необходимый для выноса жидкости из нее, а дебит газа по кольцевому пространству задают такой величины, чтобы он не превышал значения рабочего дебита. На пути потока из центральной лифтовой колонны устанавливают расходомерное устройство, на пути потока из кольцевого пространства устанавливают автоматический регулирующий клапан расхода газа. Затем потоки объединяют и направляют на аналогичное расходомерное устройство, при этом электрические сигналы с расходомерного устройства потока центральной лифтовой колонны и расходомерного устройства объединенного потока направляют на контроллеры автоматического управляющего комплекса, с помощью которого анализируют полученные данные и подают команду на автоматический регулирующий клапан расхода газа, оптимизируя суммарный дебит скважины с учетом фильтрационных сопротивлений скважины и в соответствии с аналитическим выражением. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к мониторингу и управлению добывающей нефтяной скважиной. Технический результат направлен на повышение нефтедобычи, коэффициента извлечения нефти (КИН) из пласта или нескольких пластов, дренируемых скважиной, за счет произведения прямого замера параметров газожидкостного столба на различных его уровнях, управления производительностью погружного насоса и дебитом нефтедобычи с учетом наиболее благоприятных условий нефтеотдачи пласта. Способ мониторинга и управления добывающей нефтяной скважиной, в котором осуществляют контроль параметров погружного насоса, предусматривают мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине в области погружного насоса. Для чего размещают датчики на насосно-компрессорной колонне у погружного насоса. Получают результаты измерений на поверхность, обрабатывают и используют эти результаты для управления погружным насосом при нефтедобыче. При этом мониторинг параметров газожидкостного столба в скважине осуществляют на различных его уровнях, включая положение динамического уровня и его расстояние до погружного насоса. Датчики размещают на нескольких фиксированных уровнях насосно-компрессорной колонны (НКТ). Предусматривают размещение на НКТ твердотельных батарей для автономного электрического питания. Эти возможности и результаты используют при управлении производительностью погружного насоса для поддержания депрессии и параметров газожидкостного столба в скважине, соответствующих равновесию между дебитом нефтеотдачи пласта или пластов и дебитом нефтедобычи скважины при максимально допустимой производительности насоса. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин. Обеспечивает повышение надежности работы устройства. Сущность изобретения: устройство состоит из пакера с хвостовиком, на нижнем конце которого телескопически установлен патрубок, обладающий положительной плавучестью, с перфорированной перегородкой на нижнем конусе. В осевом канале хвостовика установлен кольцевой поршень с рядом радиальных отверстий, а в промежутках между ними выполнен ряд продольных отверстий. Кольцевой поршень жестко связан с полым штоком, снабженным в верхней части переводником с внутренней расточкой и патрубком-удлинителем в нижней. Полый шток выполнен с рядом перфорированных отверстий, гидравлически связанных с радиальными отверстиями в кольцевом поршне. Патрубок-удлинитель снабжен конической фаской и полым поплавком, в осевом канале которого установлена перфорированная перегородка с направляющим стержнем, снабженным шаровым клапаном, установленным с возможностью взаимодействия с конической фаской патрубка-удлинителя. 3 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для перепуска затрубного газа в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважинах, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов. Задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы установки погружного электроцентробежного насоса посредством повышения коэффициента полезного действия установки погружного электроцентробежного насоса. Поставленная задача решается применением струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ, который установлен выше динамического уровня и сообщает затрубное пространство с полостью колонны НКТ через обратный клапан, причем струйный аппарат для перепуска затрубного газа выполнен из двух симметричных половин в продольном разрезе, одна из которых установлена неподвижно с обратным клапаном, а вторая имеет возможность продольного перемещения внутри колонны НКТ и связана через постоянные магниты с поршнем, подпружиненным снизу и размещенным в параллельном с осью колонны НКТ цилиндре, нижний конец которого сообщается с затрубным пространством, а верхний - с полостью колонны НКТ. Использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа в колонну НКТ позволяет осуществлять снижение давления газа в затрубном пространстве скважин, эксплуатируемых установками погружных электроцентробежных насосов, позволяя повысить уровень пластовой жидкости над погружным электроцентробежным насосом, увеличить дебит скважины, избежать образования гидратных пробок в затрубном пространстве за счет снижения давления газа в затрубном пространстве. Кроме того, использование струйного аппарата для перепуска затрубного газа позволяет повысить КПД установки погружного электроцентробежного насоса, уменьшить глубину подвески погружного электроцентробежного насоса за счет повышения уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве и тем самым снизить расход колонны НКТ и увеличить межремонтный период работы погружных электроцентробежных насосов. 2 ил.
Наверх