Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами



Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами
Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами

 


Владельцы патента RU 2524800:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды, одновременное воздействие на участки пласта с различной проницаемостью. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами включает строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон. В скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами. После снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами.

Известен способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды (патент RU №2444611, МПК E21B 33/13, опубл. 10.03.2012 г.), включающий бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и размещением забоя ниже уровня водонефтяного контакта (ВНК), установку обсадных труб выше уровня ВНК с последующим цементированием, очистку скважины ниже обсадных труб, закачку водоизолирующего состава в очищенную зону скважины с изоляцией подошвенной воды и перфорацию обсадных труб. При этом бурение скважины производят в два этапа, первый из которых производят основным стволом до кровли продуктивного пласта, а второй - пилотным стволом меньшего диаметра, после исследований свойств пласта и перед установкой обсадных труб производят углубление основного ствола до уровня, располагающегося выше уровня ВНК, после цементирования очистку ствола ниже обсадных труб производят разбуриванием пилотного ствола долотом большего диаметра ниже уровня ВНК с последующей перфорацией зоны ВНК.

Недостатками способа являются недостаточная эффективность процесса изоляции пласта, возможность прорыва подошвенной воды к стволу скважины при бурении, сложность в осуществлении процесса бурения и изоляции пласта, отсутствие возможности изоляции притока воды в нескольких интервалах ствола скважины.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации пласта с зонами различной проницаемости (патент RU №94628, МПК E21B 43/14, 33/13, 43/12, опубл. 27.05.2010 г.), включающий размещение между пакерами обсадной колонны с пакерами и клапанами, имеющими возможность управления с устья, каждый из которых выполнен в виде корпуса с проходными отверстиями и подвижной в осевом направлении втулкой, выполненной с возможностью открытия и закрытия отверстий в крайних положениях и оснащенной сужением, установку пластырей для изоляции зон с низкой проницаемостью, пакеры предусмотрены для установки в пределах пластырей, а снаружи клапанов размещение фильтров, при этом для перемещения втулки вниз технологическая колонна оснащена толкателем, поджатым вниз пружиной, усилие которой превосходит усилие сдвига втулки, патрубка с кольцевым выступом, наружный диаметр которого больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а для перемещения втулки вверх технологическая колонна оснащена захватом, выполненным в виде корпуса с поджатыми наружу пружинами шариками, диаметр описанной окружности вокруг которых больше проходного диаметра соответствующего ему сужения втулки, но меньше аналогичных проходных диаметров сужений втулок, дальше расположенных от забоя скважины, а усилие пружин достаточно для сдвига соответствующей втулки шариками.

Основными недостатками способа, осуществляемого при помощи данного устройства, являются отсутствие возможности проведения водоизоляционных работ и мероприятий по интенсификации добычи нефти в различных интервалах пласта, а также отсутствие возможности адресного воздействия на пласт и одновременно-раздельной эксплуатации зон с различной проницаемостью.

Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение нефтеотдачи неоднородного месторождения за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снижение добычи попутно добываемой воды за счет изоляции водопритока, возможность одновременно-раздельной эксплуатации зон с различной проницаемостью.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами, включающим строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон.

Новым является то, что в скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами, после снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию.

Новым является также то, что при наличии нескольких участков с высокой обводненностью в них создают водоизолирующий экран последовательно от забоя с устью или наоборот.

Сущность изобретения.

Разработка неоднородного месторождения характеризуется

неравномерностью выработки запасов нефти и наличием в таких залежах значительных остаточных запасов. Довыработка остаточных запасов нефти в таких залежах представляет собой актуальную задачу.

На фиг.1 представлена схема реализации предлагаемого способа разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами, где: 1 - участок неоднородного месторождения; 2 - горизонтальная скважина; 3 - техническая колонна; 4, 5 - зоны с различной проницаемостью пласта; 6 - пластырь, или изолирующий элемент; 7 - проходные пакеры.

На фиг.2 показан проходной пакер 7, выполненный в виде самоуплотняющихся манжет 8 и 9, при этом проходные пакеры 7 выполнены в виде расширяющихся элементов, например профильных перекрывателей, на фиг. не показаны.

Управляемые клапаны, устанавливаемые напротив продуктивных зон 4 и 5 пласта 1, а также технические и конструктивные элементы, принципиально не влияющие на реализацию способа, на фиг. не показаны.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Нефтяное месторождение 1 представлено неоднородным коллектором, который разбуривают редкой сеткой скважин (на чертеже не показана), осуществляют обустройство. Производят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбирают пластовую жидкость через добывающие скважины.

В процессе эксплуатации производят замеры добычи нефти, воды, закачки и пластового давления на участке неоднородного месторождения. Уточняют геологическое строение, распространение коллектора по площади и разрезу месторождения 1, изменение его фильтрационно-емкостных свойств. Строят карты эффективных нефтенасыщенных толщин, определяют запасы нефти, проводят гидродинамическое моделирование процесса разработки месторождения 1.

Осуществляют проводку по крайней мере одной пары горизонтальных добывающих и/или нагнетательных скважин 2 по разрезу продуктивного пласта месторождения 1 со значительными остаточными запасами и определяют гидродинамическую связь с близлежащими скважинами. При этом ствол скважины 2 обсаживают до кровли продуктивного месторождения 1. По данным исследований, проведенных по стволу скважины 2, определяют участки с различной проницаемостью и/или высокой обводненностью 4 и 5. На границах зон 4 и 5 устанавливают пластыри 6. Спускают технологическую колонну 3 с пакерами 7 и управляемыми клапанами (например, см. патент RU №94628 и т.п.), размещаемыми между проходными пакерами 7 напротив зон 4 и 5. При этом пакеры 7 устанавливают напротив пластырей 6 с двух сторон обводненных зон 4 и 5. Проходные пакеры 7 (фиг.2) могут быть выполнены в виде самоуплотняющихся манжет 8 и 9 или профильных расширяемых пакеров с возможностью использования их как в добывающих, так и нагнетательных скважинах 2.

Определяют зону 4 (или 5) с высокой обводненностью продукции, управляемыми клапанами перекрывают зону 5 (или 4), а зону 4 (или 5) оставляют открытой. В зону 4 (или 5) с высокой обводненностью продукции скважины 2 закачивают водоизолирующий состав, в качестве которого используют гидрофобные эмульсии, полимерные составы, гели, глинистые растворы и т.п. При этом в близлежащих скважинах (на фиг. не показаны) производят интенсивный отбор обводненной жидкости из гидродинамически связанных с обводнившейся соответствующей зоной 4 (или 5) месторождения 1. После снижения приемистости скважину 2 останавливают на технологическую выдержку для структурного упрочнения водоизолирующего состава и производят аналогичную закачку водоизолирующего состава в остальные близлежащие скважины для создания водоизолирующего экрана в обводнившейся зоне 4 (или 5). При этом при наличии нескольких зон 4 и 5 с высокой обводненностью в скважине 2 создают водоизолирующий экран последовательно в этих зонах от забоя к устью скважины 2 или наоборот.

Далее открывают управляемые клапаны напротив нефтенасыщенной зоны 4 (или 5) месторождения 1 и производят освоение скважины 2.

Пример конкретного выполнения.

Разработали нефтяную залежь 7 в отложениях кыновско-пашийского горизонта. Определили выработанность по участку, величину остаточных запасов.

Пробурили одну пару аналогичных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин 2 по разрезу продуктивной пачки в наиболее проницаемом пласте месторождения 1 со значительными остаточными запасами и толщиной.

Обсадили ствол скважины 2 до кровли продуктивного пласта месторождения 1. Провели исследования по стволу скважины 2 и выделили две зоны 4 и 5 с различными характеристиками. Зоне 4 соответствуют следующие параметры: проницаемость - 0,37 мкм2, нефтенасыщенность - 0,70%, вязкость нефти - 9 мПа·с, плотность нефти - 844 кг/м3, обводненность продукции - 80%; в зоне 5 проницаемость составляет 0,30 мкм2, нефтенасыщенность - 82%, вязкость нефти -9 мПа·с, плотность нефти - 844 кг/м3, обводненность продукции - 42%.

На границах зон 4 и 5 установили пластыри 6. Спустили технологическую колонну 3 с пакерами 7 и управляемыми клапанами и установили пакеры 7, выполненные в виде пар разнонаправленных самоуплотняющихся манжет 8 и 9 (фиг.2) напротив пластырей 6, а управляемые клапаны разместили напротив зон 4 и 5. В ходе эксплуатации продукция из зоны 4 обводнилась до 95%, это определили последовательным открыванием и закрыванием управляемых клапанов напротив зон 4 и 5. Зону 4 оставили открытой, а зону 5 перекрыли. В аналогичной нагнетательной скважине (на фиг. не показана) поступили так же: открытой оставили только зону 4, гидродинамически связанную с зоной 4 добывающей скважины 2. В зону 4 закачали гидрофобную эмульсию (нефть - 30-40%, пластовая вода - 60-70%, эмульгатор - 1-2%) в объеме 40 м3 до снижения приемистости в скважине менее 5 м3/сут. После чего зону 4 перекрыли управляемыми клапанами и выдерживали до тех пор, пока не образовался водоизолирующий экран. В зону 4 нагнетательной скважины закачали 24 м3 аналогичного водоизолирующего состава. Затем зону 4 в скважине 2 и нагнетательной скважине управляемыми клапанами перекрыли, а зону 5 открыли в обоих скважинах, далее произвели отбор продукции из зоны 5.

Благодаря применению предложенного способа разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами конечный коэффициент нефтеотдачи увеличился на 15%, обводненность продукции снизилась на 20%, дополнительная добыча нефти составила 70 тыс.т.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи за счет ввода в разработку остаточных запасов нефти и увеличения коэффициента охвата их выработкой, снизить добычу попутно добываемой воды, одновременно воздействовать на участки пласта с различной проницаемостью.

1. Способ разработки неоднородного месторождения наклонными и горизонтальными скважинами, включающий строительство горизонтальных и/или наклонных скважин, установку пластырей на границах зон с различной проницаемостью, спуск технологических колонн с пакерами, устанавливаемыми напротив пластырей и герметизирующими затрубное пространство, одновременно-раздельную эксплуатацию зон нагнетательных и добывающих скважин при открытии и закрытии соответствующих зон, отличающийся тем, что в скважинах определяют участки с высокой обводненностью по стволу и их гидродинамическую связь с близлежащими скважинами, спускают технологическую колонну труб в скважины с гидродинамической связью, изолируют выбранный обводненный участок с двух сторон с последующей закачкой водоизолирующего состава в одну из скважин и производят интенсивный отбор обводненной жидкости из скважин, оборудованных технологическими трубами, после снижения приемистости и технологической выдержки аналогично закачку водоизолирующего состава проводят во всех скважинах, оборудованных технологическими трубами, для получения водоизолирующего экрана, после чего обработанные водоизолирующим составом участки в каждой скважине герметично перекрывают изнутри и скважины запускают в эксплуатацию.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии нескольких участков с высокой обводненностью в них создают водоизолирующий экран последовательно от забоя к устью или наоборот.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт.

Группа изобретений относится к добыче флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение оперативности регуляции дебита пластовых флюидов в процессе эксплуатации скважины.

Изобретение может быть использовано для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для организации совместной эксплуатации добывающей скважиной по меньшей мере двух объектов многопластового месторождения, которые разделены пластами непроницаемых пород.

Изобретение относится к скважинным насосным установкам и может быть применено для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважины.

Изобретение относится к способам одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины. Способ включает определение геолого-технических характеристик пластов, установку в скважине пакера, который располагают между двумя пластами, спуск в скважину одной колонны лифтовых труб с одним электродвигателем с приводом на два насоса и хвостовиком.

Изобретение относится к технике и технологии нефтегазодобычи и может быть применено для одновременно-раздельной добычи флюида из нескольких пластов одной насосной скважины с возможностью исследования и учета их параметров.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена в скважинных клапанных системах. Скважинная система включает в себя насосно-компрессорную трубу, проходящую в изолированную зону скважины, и множество модулей штуцеров, расположенных в изолированной зоне, для управления перемещением текучей среды между проходным каналом насосно-компрессорной трубы и зоной.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено в качестве привода с канатной связью для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину штанговыми насосами.

Группа изобретений относится к выполнению операций во множестве скважин через один основной ствол с операциями одновременного бурения и заканчивания одним станком.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов в подземных пластах и, более конкретно, к механизму для активирования множества скважинных устройств в случае, когда необходимо создать множество зон добычи.

Группа изобретений относится к добыче флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение оперативности регуляции дебита пластовых флюидов в процессе эксплуатации скважины.

Изобретение может быть использовано для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть применено для перевода скважин на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам без глушения скважины.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть применено при закачке рабочего агента или добычи пластового флюида. Гидравлический регулятор состоит из корпуса, по меньшей мере, одного перепускного и, по меньшей мере, одного впускного отверстий, внутри корпуса расположены устройство с камерой переменного или заданного объема, регулирующий элемент, соединенный с устройством с камерой переменного или заданного объема, полого элемента, выполненного с корпусом монолитно или раздельно, разделительного элемента, расположенного в корпусе и выполненного с возможностью герметичного разделения перепускного или перепускных отверстий от впускного или впускных отверстий, с образованием в корпусе внутренней камеры или внутренней и перепускной камер.

Изобретение относится к способу оптимизирования эксплуатации скважины. Выбирают интервалы в наклонно-направленном стволе скважины и развертывают колонну испытаний и обработки скважины в стволе скважины.

Группа изобретений относится к эксплуатации подземной скважины и, в частности, к вариантам системы регулирования потока текучих смесей из геологического пласта в скважину или из скважины в геологический пласт.

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.

Устройство для удаления пластовой жидкости из газовой скважины относится к оборудованию для эксплуатации газовых скважин и предназначено для удаления пластовой жидкости из газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области ремонта и ликвидации скважин в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно при креплении обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.
Наверх