Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами и отбирают продукцию скважины из каждого участка. При этом при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения профиля притока устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м. Насосы размещают последовательно на одной колонне труб. Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. 2 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного типа, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Регулирующее устройство выполняют в виде электрического, или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Для реализации способа используют устройство, состоящее из колонны труб, оснащенных одним или несколькими пакерами, одним или несколькими регулирующими устройствами, причем колонну труб или регулирующее устройство оснащают измерительным преобразователем с интерфейсом, кабелем или импульсной трубкой (патент РФ 2313659, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.12.2007).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. Согласно изобретению скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя. (Патент РФ №2488686, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.07.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность применения в горизонтальном стволе данных конструкций. Также в связи с неравномерным распределением забойного давления вдоль горизонтального ствола, а также неоднородностью пластов недостаточно эффективно происходит выработка запасов нефти вдоль горизонтального ствола, некоторые из участков которого могут вообще не работать.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающем бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка, согласно изобретению при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого скважинами с горизонтальным окончанием, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что забойное давление вдоль горизонтального ствола распределено неравномерно, центральная часть горизонтального ствола в большинстве случаев работает хуже всего. Кроме того, коллектора практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения дебита нефти горизонтальных скважин, равномерность выработки запасов нефти и, как следствие, повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта с размещением горизонтального ствола скважины с насосами. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - пакеры, 5 - насосно-компрессорная труба, 6, 7, 8 - насосы, L - расстояние между насосами. На фиг. 2 представлен график профиля притока нефти вдоль горизонтального ствола.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта 1 (фиг. 1), представленный терригенным или карбонатным типом коллектора и нефтяной зоной, вскрыт горизонтальной или многозабойной горизонтальной скважиной 2 либо боковым горизонтальным стволом. Определяют профиль притока (фиг. 2) вдоль горизонтального ствола 3. На профиле выявляют участки, отличающиеся по удельному дебиту нефти более чем на 20%, и принимают решение об установке в местах их изменения пакеров 4 (например, водонабухающих компании ТАМ). Удельный дебит нефти q определяют как дебит нефти, приходящийся на один метр длины горизонтального ствола. При этом дебит нефти скважины Q определяется как сумма удельных дебитов нефти в количестве, равном длине горизонтального ствола, т.е. $$Q={\displaystyle \sum _{i}q}$$ , где количество численно равно длине горизонтального ствола в метрах. Таким образом, горизонтальный ствол делят на несколько участков. Затем на колонне труб 5 (например, насосно-компрессорных) спускают насосы 6, 7, 8 (например, типа 2СП45/24, 2СП45/32, 2СП57/32 и др., имеющие разную производительность в зависимости от дебита участка), установленные последовательно, и размещают в центре каждого участка. Расстояние между насосами L не должно превышать 200 м.

Расчеты показали, что если удельный дебит нефти вдоль горизонтального ствола отличается менее чем на 20%, то это не оказывает существенного влияния на нефтеотдачу и пласт можно считать относительно однородным. В этом случае спускают один насос по одному из известных способов. Удельным называют дебит ствола скважины, отнесенный к длине горизонтального ствола.

В общем случае количество спускаемых насосов ограничено диаметром обсадных колонн и колонной труб, на которых спускают насосы. Поэтому спуск насосов, установленных последовательно на одной колонне труб, позволяет значительно увеличить эффективность работы горизонтальных стволов. При разработке многозабойными скважинами колонны труб спускаются в каждый из стволов с также последовательно установленными на колонне насосами. Для спуска двух насосов на разных насосно-компрессорных трубах (каждого в отдельный ствол скважины) необходим диаметр обсадной колонны не менее 6 дюймов. Применение в качестве колонн труб колтюбинговых безмуфтовых труб, имеющих малый диаметр, позволяет спускать в скважину до 5 насосов.

Максимальное расстояние L=200 м определено из соображений того, при больших расстояниях начинает значительно падать забойное давление. Например, согласно расчетам для скважин с длиной горизонтального ствола более 500-600 м установка менее 3 насосов приводит к низким значениям темпов отбора и нефтеотдачи в связи с неравномерной выработкой запасов вдоль ствола. Построенный профиль притока к стволу таких скважин почти всегда имеет не менее трех участков с удельным дебитом нефти, отличающимся друг от друга на более чем 20%.

Каждый последующий размещаемый на колонне труб насос при счете от конца горизонтального ствола 3 к его началу должен обеспечивать дебит жидкости Q не менее суммы дебитов жидкости предыдущих. Т.е. должно выполняться условие: Q₆>Q₇>Q₈, где 6, 7, 8 - номер насоса. Это достигается установкой насосов различной производительности, различных марок или даже различных типов.

Скважину пускают в работу. Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Пример конкретного выполнения способа

Пример. Участок нефтяного пласта 1 (фиг.1), представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, залегающий на глубине 1100 м и толщиной продуктивного пласта h=12 м, вскрыт горизонтальной скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 400 м. Диаметр обсадной колонны в вертикальной части скважины составляет 146 мм.

Определяют профиль притока (фиг.2) вдоль горизонтального ствола 3. На профиле выявляют три участка, отличающиеся по удельному дебиту нефти на более чем 20%. Удельный дебит на первом участке составляет 0,05-0,06 т/(сут·м), на втором - 0,01-0,03 т/(сут·м), на третьем - 0,06-0,08 т/(сут·м). В каждый из участков спускают электроцентробежные насосы 6, 7, 8 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 5 диаметром 73 мм. Насосы устанавливают на НКТ последовательно и размещают в центре каждого участка. Расстояние между насосами составляет L=100 м. Между участками устанавливают водонабухающие пакера ТАМ 4.

Скважину пускают в работу.

Давление на приеме насосов 6, 7, 8: Р₆=3 МПа, Р₇=3,3 МПа, P₈=4 МПа.

Дебит жидкости насосов 6, 7, 8: Q₆=37 м³/сут (марка насоса 2СП45/32), Q₇=22 м³/сут (марка насоса 2СП45/24), Q₈=15 м³/сут (марка насоса 2СП45/32).

Таким образом, дебит жидкости скважины 2 и горизонтального ствола 3 соответствует дебиту жидкости последнего насоса 6 при счете от конца горизонтального ствола 3 к его началу, т.е. Q_скв=37 м³/сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, добыто с одной горизонтальной скважины 190,2 тыс.т нефти за 30 лет разработки, коэффициент извлечения нефти участка пласта (КИН) составил 0,352. По прототипу при прочих равных условиях добыто 148,1 тыс.т нефти за 35 лет разработки, КИН составил 0,274. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,078.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора, КИН и обеспечить равномерность выработки запасов нефти.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов нефти и, как следствие, увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта.

Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами и отбор продукции скважины из каждого участка, отличающийся тем, что при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов.