Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины



Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины
Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины
Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины

 


Владельцы патента RU 2515740:

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

Изобретение относится к оборудованию фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий. В отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, спускают в скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водонабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися характеристиками. Производят крепление эксплуатационной колонны, спускают колонну гибких труб до забоя скважины, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб геля на основе полиакриламида, которым заливают нижний периметр фильтра. По окончании времени коагуляции геля закачивают химический реагент по колонне гибких труб в верхний периметр фильтра, выдерживают скважину на время разрушения заглушек отверстий, установленных в верхнем периметре фильтра, и вымывают продукты реакции. Повышается качество вскрытия пласта, эффективность воздействия рабочего агента на залежь. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области разработки залежи высоковязкой нефти и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов и их оборудования в этом интервале фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин, при расположении нагнетательной горизонтальной скважины выше добывающей горизонтальной скважины.

Известен способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, МПК E21B 43/08, опубл. в бюл. №1 10.01.2010 г.), включающий спуск в пробуренную скважину по меньшей мере одного скважинного фильтра, установленного внизу обсадной колонны и содержащего срезаемые пробки, при этом на каждый скважинный фильтр перед спуском в скважину устанавливают центратор, который фиксируют на свободной от фильтрующего элемента трубе скважинного фильтра. Выше скважинных фильтров устанавливают пакеры, число которых соответствует числу продуктивных пластов. После спуска обсадной колонны промывают скважину и поочередно снизу-вверх активируют пакеры, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, с последующим подъемом давления внутри обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта. После затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров, при этом скважинные фильтры устанавливают ниже хвостовика, который через разъединяющее устройство соединяют с транспортной колонной для доставки скважинных фильтров в составе хвостовика в скважину. После установки скважинных фильтров с хвостовиком на место транспортная колонна отстыковывается и извлекается из скважины, а ниже скважинных фильтров устанавливают обратный клапан и башмак.

Недостатками данного способа являются:

-во-первых, сложный и трудозатратный технологический процесс его осуществления;

-во-вторых, большая продолжительность реализации способа, связанная с необходимостью спуска в скважину дополнительного оборудования для разрушения срезаемых пробок, при этом часть срезаемых пробок может остаться неразрушенной.

Также известен способ заканчивания строительства скважины (а.с. SU №1210507, МПК E21B 43/08, опубл. 07.12.1987 г.), включающий спуск в пробуренную скважину обсадной колонны, оснащенной фильтром с заглушками отверстий из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание тепла с переменным давлением до соединения нагнетаемого тепла с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Недостатками данного способа являются:

-во-первых, при тампонировании эксплуатационной колонны с фильтром пространство между продуктивным пластом и фильтрационными каналами в ребрах фильтра перекрывается тампонажным материалом, что снижает продуктивность скважины;

-во-вторых, происходит неэффективное вскрытие продуктивного пласта из-за того, что пропускная способность фильтра не учитывает проницаемость зон продуктивной части скважины, напротив которых этот фильтр расположен, а это значит, что основной объем закачиваемого через фильтр вытесняющего агента будет «уходить» в зону, имеющую более высокую проницаемость.

Наиболее близким по технической сущности является способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 09.12.1999 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание тепла с переменным давлением до соединения его с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом, для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство, в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором. Недостатками данного способа являются:

-во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что производят тампонирование как эксплуатационной колонны, так и фильтра, при этом за фильтром образуется цементный камень, ухудшающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом;

-во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, обусловленная быстрым обводнением добываемой продукции вследствие того, что фильтр имеет отверстия по всему периметру, поэтому закачиваемый пар через отверстия, расположенные в нижнем периметре фильтра, через паровую камеру будет прорываться в ствол горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже, вызывая преждевременное обводнение добываемой продукции из залежи;

-в-третьих, несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворяющиеся под действием химического реагента заглушки, не учитывают фильтрационно-емкостные характеристики пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет увеличена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет ограничена, что не позволит выровнять профиль приемистости залежи при закачке пара.

Техническими задачами предложения являются повышение качества вскрытия продуктивного пласта нагнетательной горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти и повышение эффективности закачки пара в залежь высоковязкой нефти с различными фильтрационно-емкостными характеристиками пласта за счет обеспечения оптимального распределения объема закачки по всему горизонтальному стволу и выравнивания профиля приемистости залежи при закачке пара.

Поставленные технические задачи решаются способом заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины, включающим бурение ствола паронагнетательной горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра.

Новым является то, что в процессе бурения паронагнетательной горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную паронагнетательную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водонабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб геля на основе полиакриламида, которым заливают нижний периметр фильтра, по окончании времени коагуляции геля закачивают химический реагент по колонне гибких труб в верхний периметр фильтра, выдерживают скважину на время разрушения заглушек отверстий, установленных в верхнем периметре фильтра, и вымывают продукты реакции.

На фиг.1, 2 и 3 схематично показан порядок реализации способа.

Предлагаемый способ осуществляют на залежи высоковязкой нефти при расположении нагнетательной горизонтальной скважины выше добывающей горизонтальной скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В процессе бурения паронагнетательной горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение в пределах продуктивного пласта 1 (фиг.1) по стволу горизонтальной скважины 2. Делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза.

Например, длина L ствола горизонтальной паронагнетательной скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 400 м, фильтрационно-емкостные свойства и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 определены следующим образом:

зона 3' - проницаемость 0,85 Дарси, длина L1=120 м;

зона 3” - проницаемость 1,3, Дарси, длина L2=80 м (в 1,53 раза относительно зоны 3');

зона 3''' - проницаемость 2,0 Дарси, длина L3=60 м (в 1,54 раза относительно зоны 3");

зона 3”” - проницаемость 3,2 Дарси, длина L4=140 м (в 1,6 раза относительно зоны 3''').

Границами зон 3', 3”, 3''', 3”” являются границы длин L1, L2, L3, L4, где фильтрационно-емкостные характеристики отличаются в 1,5-1,6 раза.

Затем подбирают пропускную способность (площадь проходных сечений) отверстий 4, 4', 4”,…,4n (на фиг.1 показаны условно) фильтра 5, например для фильтра диаметром 168 мм отдельно для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” подбирают площадь проходных сечений отверстий в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик. Подбор площади проходных сечений отверстий 4, 4', 4”,…,4n фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” осуществляют любым известным способом, например так, как описано в патенте RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 от 09.12.1999 г.

Фильтр 5 изготавливают из обсадных труб с внешним диаметром D, равным 168 мм, и внутренним диаметром Dвф, равным 140,3 мм. Площадь поперечного сечения фильтра 5 Fk равна 154,5 см2.

Далее определяют количество отверстий 4, 4', 4”,…,4n, выполняемых в фильтре 5 в каждой зоне, по формуле:

Nzi=(K1/Ki)·(4·Fk/П·do2)·Li/k,

где K1 - минимальная проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Ki - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Fk - площадь поперечного сечения фильтра, см2;

П=3,14;

do - проходной диаметр заглушек 6, 6', 6”,…,6n (на фиг.2 показаны условно), вставленных в отверстия 4, 4', 4”,…,4n (фиг.1) фильтра 5, см, do=1,2 см;

Li - длина зоны продуктивной части горизонтальной скважины;

k - коэффициент скважности, учитывающий, что разработка залежи высоковязкой нефти ведется через верхний периметр фильтра 2, примем k равным 5.

Таким образом, подставляя значения в формулу, получим количество отверстий, выполняемых в фильтре 5 в каждой отдельной зоне:

NZ1=(0,85/0,85)·(4-154,5/3,14-1,22)120/5=3281 шт.

NZ2=(0,85/1,3)·(4-154,5/3,14-1,22)80/5=1430 шт.

NZ3=(0,85/2,0)·(4-154,5/3,14-1,22)60/5=697 шт.

NZ4=(0,85/3,2)·(4-154,5/3,14-1,22)140/5=1016 шт.

Расстояние между отверстиями по длине фильтра 5 и количество отверстий 4, 4', 4”,…,4n по периметру фильтра определяют расчетным путем. Например, для зоны длиной L2 с количеством отверстий NZ2 1430 шт. выполняют радиальный ряд отверстий, например 8 отверстий диаметром 12 мм по периметру фильтра 5 и на расстоянии 0, 45 м между рядами радиальных отверстий, т.е. (80 м/1430)·8=0,45 м. Аналогичным образом выполняют отверстия в фильтре 5 в оставшихся зонах с длинами L1, L3, L4.

Все отверстия 4, 4', 4”,…,4n фильтра 5 оборудуют заглушками 6, 6', 6”,…,6n (на фиг.2 показаны условно), Например, запрессовывают заглушки 6, 6', 6”,…,6n в соответствующие отверстия 4, 4', 4”,…,4n фильтра 5. Заглушки 6, 6', 6”,…,6n выполняют в виде пробок, например, из сплава магния, разрушаемого (растворимого) химическим реагентом (например соляной кислотой), описанных в патенте RU №2397316, МПК E21B 43/11, опубл. 20.08.2010 г. в бюл. №23.

Затем в отверстия 4, 4', 4”,…,4n (на фиг.1 и 2 показаны условно) фильтра 5 под заглушками 6 устанавливают сетчатые фильтрующие элементы 7, количество которых соответствует количеству отверстий 4, 4', 4”,…,4n в зонах 3', 3”, 3''', 3””.

Спускают в пробуренную паронагнетательную горизонтальную скважину 2 (фиг.1) эксплуатационную колонну 8 с фильтром 5, оснащенным заколонными водонабухающими пакерами 9', 9", 9"',...,9n, и устанавливают их на границах зон 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта 1. Например, в зонах 3', 3”, 3''', 3”” устанавливают три пакера 9', 9'', 9'''.

В качестве заколонных водонабухающих пакеров используют, например, пакеры марки FREECAP фирмы ТАМ. Эти пакеры расширяются (набухают), вызывая разобщение пластов после воздействия водяного пара на их манжету, при этом объемное расширение пакера достигает 200%.

Сетчатые фильтрующие элементы 7 (см. фиг.2 и 3) выполняют, например, из пористого металловолоконного материала (PMF) и пористого спеченного материала (SL), изготовленного из нержавеющей стали 316L или сплава с высоким содержанием никеля, что позволяет им выдерживать наиболее жесткие условия эксплуатации в горизонтальной добывающей скважине. Сетчатый фильтрующий элемент 7 обеспечивает надежное и долговечное предотвращение выноса песка.

Производят крепление эксплуатационной колонны 8 (фиг.1) в нагнетательной горизонтальной скважине 1 цементированием 8' и 8” перед фильтром 5 и за ним соответственно. Оставляют паронагнетательную горизонтальную скважину 2 на время ожидания затвердевания, например, цементного раствора в течение 48 ч.

Исключение цементирования фильтра 5 и подбор расчета площади проходных сечений отверстий 4 фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта в зависимости от проницаемости повышает качество вскрытия продуктивного пласта 1 и оптимизирует отбор высоковязкой нефти из залежи.

Далее в паронагнетательную горизонтальную скважину 2 (фиг.1) до забоя 10 спускают колонну гибких труб 11, например, диаметром 38,1 мм. Затем ее перемещают от забоя 10 к устью (на фиг.1, 2, 3 не показано) с одновременной закачкой по гибкой трубе 11 (фиг.3) расчетного объема геля 12 на основе полиакриламида (ПАА) или биполимера.

Например, используют полиакриламид DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006, который представляет собой порошок модифицированного полиакриламида. Характеристики полиакриламида DP9-8177 приведены в таблице.

Таблица
Характеристики полиакриламида DP9-8177
Наименование показателя Значение
1. Внешний вид Порошок от белого до кремового цвета
2. Массовая доля основного вещества, %, не менее 90,0
3. Насыпная плотность, кг/м3 700-850

Расчетный объем геля 12, которым заливают нижний периметр фильтра, принимают равным объему внутреннего пространства фильтра, поделенного на два, т.е (Fk×L)/2=(154,5×10-4 м2×400 м)/2=3,09 м3.

Гелем 13 в объеме 3,09 м заливают нижний периметр фильтра 5.

По окончании времени коагуляции геля 12 закачивают химический реагент, например 15-%-ный водный раствор соляной кислоты 13, по гибкой трубе 11 в верхний периметр фильтра 5.

Расчетный объем кислоты 13, которым заливают верхний периметр фильтра 5 принимают равным объему внутреннего пространства фильтра, поделенного на два, т.е. (Fk×L)/2=(154,5×10-4м2×400 м)/2=3,09 м3.

Выдерживают скважину 2 на время реакции 15-%-ного водного раствора соляной кислоты 13 с магниевым сплавом для разрушения заглушек 6 в отверстиях 4, установленных в верхнем периметре фильтра 5, например, в течение 8 ч.

По окончании этого времени вымывают продукты реакции соляной кислоты с растворенными заглушками 6 и гель 12 из нижнего периметра фильтра 5 на всем его протяжении. В результате фильтр 5 (фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4 (фиг.1) только по верхнему периметру фильтра 5 на всем его протяжении (L=400 м).

Далее вводят паронагнетательную горизонтальную скважину в разработку залежи высоковязкой нефти. Производят закачку перегретого водяного пара, например, при температуре 220°C по колонне труб (на фиг.1, 2, 3 не показана) через сетчатые фильтрующие элементы 7 (фиг.3), установленные в отверстиях 4 (фиг.1) фильтра 5 в паронагнетательной горизонтальной скважине.

Отверстия в фильтре выполнены по верхнему периметру, что позволяет исключить преждевременный прорыв пара через отверстия, расположенные в нижнем периметре фильтра, и продлить эффективность работы паровой камеры и, как следствие, всей залежи высоковязкой нефти. В итоге происходит равномерная закачка рабочего агента по всей протяженности фильтра, благодаря чему в залежи высоковязкой нефти не остается зон, не охваченных воздействием водяного пара, что позволяет выровнять профиль приемистости залежи высоковязкой нефти при закачке в нее пара и произвести равномерную выработку запасов высоковязкой нефти в залежи.

Предлагаемый способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти и эффективность воздействия рабочего агента на залежь высоковязкой нефти независимо от проницаемости ее пород.

Способ заканчивания строительства паронагнетательной горизонтальной скважины, включающий бурение ствола паронагнетательной горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра, отличающийся тем, что в процессе бурения паронагнетательной горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную паронагнетательную горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными водонабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, перемещают ее от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб геля на основе полиакриламида, которым заливают нижний периметр фильтра, по окончании времени коагуляции геля закачивают химический реагент по колонне гибких труб в верхний периметр фильтра, выдерживают скважину на время разрушения заглушек отверстий, установленных в верхнем периметре фильтра, и вымывают продукты реакции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к определению коэффициента охвата пласта фильтрацией. .

Изобретение относится к системам и способам извлечения подземных ресурсов и, в частности, к трехмерной системе скважин для обеспечения доступа к подземной зоне. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения фильтрационных свойств продуктивного пласта в зоне его вскрытия за счет создания трещин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин в подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин в подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость.

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти и может быть использовано при заканчивании строительства добывающих горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий. В отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, спускают в скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками. Производят крепление эксплуатационной колонны, затем в скважину спускают колонну труб и закачивают химический реагент и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции. Спускают колонну гибких труб до забоя скважины, производят ее перемещение от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб цементного раствора, которым заливают нижний периметр фильтра. Повышается качество вскрытия продуктивного пласта. 3 ил.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для формирования устойчивого расширенного ствола скважины в мощных продуктивных пластах с низкой прочностью пород пласта-коллектора. Способ включает спуск и цементирование эксплуатационной колонны, с установкой башмака в подошве покрышки, разбуривание цементного стакана с последующим созданием ствола в интервале продуктивного пласта. В интервале продуктивного пласта большой мощности создают несколько каверн, разделенных между собой перемычками. В перемычках до создания каверн осуществляют зондовую перфорацию с расположением перфорационных каналов по периметру в одной плоскости. Формирование полости каверн ведут в стволе сверху вниз от покрышки. Обеспечивается эксплуатация скважин с максимальным дебитом, с сохранением целостности стенок горной выработки. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. Фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Наружная труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Диаметр колонны труб, на которых спускается фильтр, равен диаметру внутренней трубы фильтра. Внутренняя труба имеет длину большую, чем наружная. Наружную трубу размещают не ниже верхнего пласта, а внутреннюю - не ниже нижнего пласта. Между обсадной колонной и низом наружной трубы выше верхнего пласта устанавливают пакер, который позволяет жидкости из верхнего пласта попадать непосредственно в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Между обсадной колонной и низом внутренней трубы выше нижнего пласта также устанавливают пакер, который не позволяет попадать воде из нижнего пласта в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая в наружную трубу и затем в затрубное пространство, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. В скважину спускают на отдельных колоннах труб два фильтра. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Один фильтр имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Выше верхнего пласта устанавливают пакер для герметизации затрубного пространства. Фильтры выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта. Фильтр с гидрофильной поверхностью выполняют большей длиной, чем фильтр с гидрофобной поверхностью таким образом, чтобы пакер, устанавливаемый между эксплуатационной колонной и фильтром с гидрофильной поверхностью, располагался выше кровли нижнего продуктивного пласта, а конец фильтра с гидрофобной поверхностью размещался выше данного пакера. Пакер не позволяет жидкости из верхнего пласта перетекать в нижний пласт по межтрубному пространству. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в межтрубное пространство, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заканчивании строительства скважин. При осуществлении способа эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью. На наружной поверхности каждого фильтра установлен водонабухающий пакер в виде эластичного рукава с отверстиями. При контакте с водой отверстия в эластичном рукаве стягиваются и герметично перекрывают снаружи отверстия в фильтрах. Производят разъединение технологической колонны труб от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика, извлекают технологическую колонну труб на поверхность, спускают в горизонтальную скважину колонну труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. Повышается эффективность и надежность способа, упрощается технология, повышается нефтеотдача продуктивного пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки. Технический результат - повышение эффективности гидроразрыва пласта. Предварительно по дискретным интервалам времени, выбираемым с последовательным возрастанием временного диапазона, замеряют в скважине сигналы сейсмоакустической эмиссии из пластовой среды. По изменению их уровня от фонового значения оценивают изменения напряженно-деформационного состояния горных пород. При этом проводят бароколебательное воздействие на пласт так, чтобы давление на забое не превышало давление разрыва пород пласта. Величину изменений забойного давления и частоту создаваемых колебаний определяют по фильтрационно-емкостным параметрам пластовой среды. Проводят спектральный анализ акустической эмиссии из пласта и по сопоставлению временной динамики развития минимумов и максимумов напряженно-деформационного состояния горных пород выявляют диапазоны частот отклика пластовой среды. При стабилизации изменений забойного давления бароколебательное воздействие прекращают и подают в пласт жидкость гидроразрыва с одновременным волновым воздействием на частотах по выявленным диапазонам. Непрерывно используют информацию по состоянию реальной среды. Эту информацию обрабатывают в режиме реального времени и используют для организации энергетически оптимального процесса образования глубоких и разветвленных трещин. Одновременно учитывают особенности строения и внутренние процессы геологической среды, чем обуславливают максимальный приток нефти из пласта в скважины и повышение нефтеотдачи. 15 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх