Способ эксплуатации залежи углеводородов



Способ эксплуатации залежи углеводородов
Способ эксплуатации залежи углеводородов
Способ эксплуатации залежи углеводородов
Способ эксплуатации залежи углеводородов
Способ эксплуатации залежи углеводородов

 


Владельцы патента RU 2564722:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой. Технический результат - увеличение продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин и повышение коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами. По способу на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола. При этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы. Первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта. Горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту. В горизонтальном стволе размещают скважинный фильтр с отверстиями. Во внутренней полости эксплуатационной колонны размещают лифтовую колонну из насосно-компрессорных труб до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды и перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра приподнимают лифтовую колонну до кровли продуктивного пласта и осуществляют перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра. Перфорацию осуществляют в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой. После этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне. 5 ил., 3 пр.

 

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.

Широко известны способы эксплуатации углеводородных залежей с применением горизонтальных скважин (ГС) [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С. 78].

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи.

Из известных способов эксплуатации углеводородных залежей, близких к заявляемому, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины / Бойко Р.Ф., Бойко B.C. - Ивано-Франковск, 1997. - С. 19].

Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи.

Наиболее близким из известных способов эксплуатации углеводородных залежей к заявляемому, выбранным в качестве прототипа, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее [Пат. №2305755 РФ. E21B 43/00, 43/26, опубл. 10.09.2007].

Недостатком этого способа является то, что он осуществляется только на завершающей стадии разработки залежи в зоне низкопроницаемых пород и не затрагивает все стадии разработки залежи, начиная от начальной стадии до заключительной. При этом перфорация ГС осуществляется гидравлическим разрывом пласта, что требует дополнительных затрат на его проведение.

При существующих способах разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений повысить величину коэффициентов эксплуатации и конечного коэффициента нефтегазоотдачи не удается ввиду массового обводнения добывающих скважин, обусловленного поднятием и подтягиванием нефте- или газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень их заколонного пространства. В то же время для обеспечения проектных дебитов газа и нефти необходимо создать повышенные перепады давления внутри самого продуктивного пласта, что, в свою очередь, интенсифицирует приток пластовой воды в залежь, а также разрушение коллектора при падении пластового давления и увлажнение его внедряющейся пластовой водой.

Дорогостоящие капитальные ремонты по ликвидации притока пластовых вод и промывке песчаных пробок в скважинах делают в конечном итоге добычу газа или нефти из такой залежи нерентабельной и приводят к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи. Но увеличение только на один процент коэффициента эксплуатации и нефтегазоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд м3, что равносильно открытию нового месторождения.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении получения максимально возможной добычи газа или нефти из залежи углеводородов за весь период разработки.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин, в повышении коэффициента эксплуатации и конечного коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе эксплуатации залежи углеводородов, включающем прокладку горизонтальных скважин, перфорацию их, в отличие от прототипа при эксплуатации залежи углеводородов с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола, при этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы, первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт, определенный проектом разработки, и обсаживают эксплуатационной колонной, второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта, горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту, в горизонтальном стволе размещен скважинный фильтр с выполненными в нем отверстиями, во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра, в процессе эксплуатации залежи углеводородов первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне, а по мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды, перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта и перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта, с последующей ликвидацией горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой, после этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне.

Отличительным признаком заявляемого изобретения является эксплуатация залежи углеводородов на всем ее жизненном цикле: с начальной стадии эксплуатации, когда подошвенная вода находится в покое, до завершающей стадии, когда подошвенная вода начинает внедряться в залежь, обводняя скважины. При этом возможность эксплуатации залежи на всем протяжении жизненного цикла связана с особенностями профиля добывающих скважин и их конструкции. Тем самым достигается единство заявляемого изобретения - эксплуатация залежи на всем протяжении жизненного цикла залежи от начальной стадии ее эксплуатации до заключительной. При этом каждый элемент технического решения не может существовать отдельно друг от друга, а вместе они образуют новое, ранее неизвестное техническое решение, что соответствует изобретательскому уровню.

На фиг. 1 показана схема реализации заявляемого способа на начальной стадии эксплуатации залежи; на фиг. 2 - на стадии внедрения в залежь подошвенной воды и обводнения горизонтального участка ствола скважины; на фиг. 3 - на стадии ликвидации горизонтального участка ствола скважины путем спуска гибкой трубы до башмака скважинного фильтра; на фиг. 4 - на стадии ликвидации горизонтального участка ствола скважины в момент приподъема гибкой трубы и заполнения скважинного фильтра цементным тампонажным раствором; на фиг. 5 - на заключительной стадии эксплуатации залежи.

Способ реализуется следующим образом.

В залежи с активной подошвенной водой, сложенной в верхней части низкопроницаемыми породами, а в нижней - рыхлыми высокопроницаемыми породами, на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным 1, двумя наклонными 2 и 3 под углами соответственно 30-40 и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным 4 участками ствола.

Вертикальный участок ствола 1 (фиг. 1) бурят до башмака кондуктора 5, перекрывающего многолетнемерзлые породы 6. Такое размещение вертикального участка ствола 1, обсаженного кондуктором, с одной стороны, защищает многолетнемерзлые породы от растепления под воздействием температуры эксплуатирующейся скважины и предотвращает смятие кондуктора при обратном промерзании этих пород, а с другой стороны - обеспечивает возможность проведения надежного искривления ствола.

Первый наклонный участок ствола 2 бурят до входа в продуктивный пласт 7, определенный проектом разработки, сложенный низкопроницаемыми породами, и обсаживают эксплуатационной колонной 8. При прокладке ствола менее 30 градусов от вертикали велика вероятность попадания этого ствола в ствол рядом бурящейся на одном кусте скважины. При прокладке ствола более 40 градусов от вертикали велика вероятность непопадания этого ствола в заданную проектом разработки точку входа ствола в продуктивный пласт.

Второй наклонный участок ствола 3 бурят длиной 450-800 м по продуктивному пласту 7, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта 9, определенному проектом разработки с целью вскрытия необходимого для разработки интервала продуктивного пласта, и обсаживают хвостовиком-фильтром 10, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны 8 с помощью подвесного устройства 11. Верхняя часть хвостовика-фильтра 10 размещена в низкопроницаемых породах. Нижняя часть хвостовика-фильтра 10 представляет собой скважинный фильтр 12 с отверстиями 13. При прокладке второго наклонного участка ствола менее 45 градусов от вертикали велика вероятность попадания этого ствола мимо заданного проектом разработки интервала продуктивного пласта, в котором имеются запасы газа или нефти, в зону отсутствия данного продуктивного интервала, либо ниже продуктивного пласта. При прокладке ствола более 60 градусов от вертикали велика вероятность непопадания этого ствола в заданный проектом разработки интервал продуктивного пласта и невскрытия им продуктивного пласта, либо выше продуктивного пласта. Длина второго наклонного участка ствола выбирается в интервале 450-800 м, являющемся оптимальной величиной длины ствола, обеспечивающей приток газа или нефти из продуктивного пласта через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра после обводнения нижней части залежи. При длине перфорированного участка менее 450 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит, и недостижения проектного объема добычи газа или нефти. При длине перфорированного участка более 800 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит, и недостижения проектного объема добычи газа или нефти из-за быстрого подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних перфорационных отверстий хвостовика-фильтра.

Горизонтальный участок ствола 4 бурят по продуктивному пласту 7, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, склонными к обвалам и пескопроявлениям, параллельно газо- или нефтеводяному контакту 9 длиной 150-450 м, исходя из опыта эксплуатации горизонтальных стволов на данном месторождении с целью недопущения зашламованности ствола окружающими горными породами. В нем размещен скважинный фильтр 12 с выполненными в нем отверстиями 13, предотвращающий обвалы стенок скважины по причине разрушения рыхлых пород пласта. Прокладка горизонтального ствола 4 строго под углом в 90 градусов от вертикали практически невозможна, поэтому интервал разброса величин этого угла в пределах 80-90 градусов представляет собой оптимальный люфт, то есть возможный разброс этого угла. В случае отсутствия в горизонтальном стволе скважинного фильтра зашламованность горизонтального участка ствола из опыта эксплуатации в рыхлых породах составляет первоначально 200 м, а по мере добычи газа или нефти за счет обвалов стенок и выноса слабосцементированных пород зашламованность ствола увеличивается, а длина ствола уменьшается до 150 м или до полного перекрытия ствола. При наличии скважинного фильтра длину горизонтального участка можно увеличить до 400-450 м, но не до бесконечности. Со временем отверстия фильтра будут перекрыты породой и добыча газа или нефти прекратится.

Во внутренней полости эксплуатационной колонны 8 и хвостовика-фильтра 10 размещена лифтовая колонна 13 из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака 15 скважинного фильтра 12.

В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия 13 скважинного фильтра 12 и транспортировку их на поверхность по лифтовой колонне 14. При этом зона дренирования 16 горизонтального участка ствола 4 образует достаточно большую зону по вертикали и горизонтали от газо- или нефтеводяного контакта до верхних слоев низкопроницаемых пород верхней части продуктивного пласта.

По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола 4 водяного конуса 17 пластовой подошвенной воды, перекрытия им отверстий 13 скважинного фильтра 12 на 50-80% его длины проводится приподъем лифтовой колонны 14 до кровли 18 продуктивного пласта 7 (фиг. 2). При перекрытии водяным конусом отверстий скважинного фильтра менее 50% его длины, как показывает практика, отбор газа или нефти несущественно сказывается на объеме их добычи, а при перекрытии им отверстий более 80% существенно сказывается на добыче нефти и газа, порою снижая объем добычи в два и более раза. Причем дальнейшее снижение числа неперекрытых отверстий скважинного фильтра ведет к прекращению добычи из обводняющейся скважины. Как показывает практика, некоторое незначительное снижение добычи позволяет провести работы по перфорации хвостовика-фильтра и восстановить потерю добычи.

После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра 10 второго наклонного участка ствола 3 спуском перфоратора (не показан) через лифтовую колонну 14 в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли 18 продуктивного пласта 7 до головы скважинного фильтра 12 с учетом размещения нижних перфорационных отверстий 19 на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта 20 (фиг. 2).

Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола 4, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора 22 через гибкую трубу 23, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны 14 до башмака 15 скважинного фильтра 12, или путем перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра 12 мостовой пробкой (не показано) (фиг. 3 и 4).

В случае спуска в скважину гибкой трубы 23 (фиг. 3) последующую операцию по ликвидации обводненного горизонтального участка ствола 4 проводят следующим образом: при медленном подъеме гибкой трубы 23 (фиг. 4) до головы скважинного фильтра 12 осуществляют закачивание в скважину цементного тампонажного раствора 22 с заполнением им внутренней полости скважинного фильтра 12.

После завершения периода ожидания затвердевания цемента, определения прочности полученного цементного камня из скважины извлекают гибкую трубу 23 (фиг. 5).

В случае перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра 12 мостовой пробкой последующую операцию по ликвидации обводненного горизонтального участка ствола 4 проводят следующим образом: после спуска в скважину мостовой пробки осуществляют ее установку, при этом ее фиксирующие и уплотнительные элементы крепят во внутренней полости хвостовика-фильтра 10 и герметизируют ствол скважины.

Далее доспускают лифтовую колонну 14 до нижних перфорационных отверстий 19 хвостовика- фильтра 10 и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия 19 и транспортировку их на поверхность по лифтовой колонне 14. При этом зона дренирования 21 второго наклонного участка ствола 3 образует достаточную зону по вертикали и горизонтали от текущего газо- или нефтеводяного контакта 20 до кровли продуктивного пласта 7.

Реализация заявляемого изобретения устраняет те негативные обстоятельства, которые не позволяют повысить коэффициенты эксплуатации и конечной нефтегазоотдачи при разработке месторождения традиционными способами.

Во-первых, может быть обеспечена длительная эксплуатация залежи на всем ее жизненном цикле: с начальной стадии разработки до завершающей.

Во-вторых, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на начальной стадии эксплуатации, прискважинная зона которых в горизонтальном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта из-за наличия скважинного фильтра с уже готовыми, выполненными на поверхности отверстиями.

В-третьих, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на последующих стадиях эксплуатации, прискважинная зона которых на наклонном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта в газовой или нефтяной среде.

В-четвертых, снижение депрессии давления при вскрытии продуктивного пласта позволит предотвратить разрушение скелета горных пород, слагающих продуктивный пласт, и снизить скорость продвижения подошвенных вод в залежь.

В-пятых, использование гибкой трубы или канатной техники при ликвидации обводненного горизонтального участка ствола скважины обеспечит минимальные затраты времени на проведение операции и нахождение скважины в бездействии, кроме того, способствуют снижению цены добываемого из залежи углеводородного сырья.

В-шестых, оборудование горизонтального участка ствола скважинным фильтром позволяет увеличить длину этого участка без опасения его зашламованности или обвала стенок ствола при проводке горизонтального участка в рыхлых породах, таких как сеноманские песчаные отложения.

Примеры реализации заявляемого способа

Пример первый

В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 30 и 45 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок бурят до глубины участка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 324 мм. Первый наклонный участок длиной 1200 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок длиной 500 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газоводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 168 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 219/168. Горизонтальный участок ствола длиной 200 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-168. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 114 мм, которая спущена до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-168 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-168 на 55% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора ПКС-80 через лифтовую колонну в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка путем закачивания цементного тампонажного раствора на основе ПТЦ-100 через гибкую трубу диаметром 48 мм, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до нижних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.

Пример второй

В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 40 и 50 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок ствола бурят до глубины учатка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 245 мм. Первый наклонный участок ствола длиной 1500 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Второй наклонный участок ствола длиной 600 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 146 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 168/146. Горизонтальный участок ствола длиной 300 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-146. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 89 мм, которую спускают до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-146 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-146 на 65% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора PJ 2906 «омега» через лифтовую колонну в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола путем закачивания цементного тампонажного раствора на основе портландцемента ПТЦ-50, суперпластификатора С-3, поливинилового спирта ПВС 18/11 и полипропиленового волокна через гибкую трубу диаметром 38 мм, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до средних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.

Пример третий

В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 45 и 60 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок ствола бурят до глубины участка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 219 мм. Первый наклонный участок ствола длиной 2000 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. Второй наклонный участок ствола длиной 700 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 140 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 140/146. Горизонтальный участок ствола длиной 400 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-140. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 73 мм, которая спущена до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводится отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-140 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-140 на 75% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора ЗПКТ 73-ГП через лифтовую колонну в газовой или водяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола путем перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра мостовой пробкой фирмы Baker. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до верхних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.

Способ эксплуатации залежи углеводородов, включающий прокладку горизонтальных скважин, перфорацию их, отличающийся тем, что при эксплуатации залежи углеводородов с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола, при этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы, первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт, определенный проектом разработки, и обсаживают эксплуатационной колонной, второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта, горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту, в горизонтальном стволе размещен скважинный фильтр с выполненными в нем отверстиями, во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра, в процессе эксплуатации залежи углеводородов первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне, а по мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды, перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта и перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта, с последующей ликвидацией горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой, после этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, продуктивные пласты которого представлены терригенным типом коллектора и состоят из двух горизонтов.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин. Технический результат - повышение эффективности поддержания пластового давления. По способу осуществляют отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Для оценки влияния добывающих и нагнетательных скважин осуществляют преобразование первоначальных промысловых данных добывающих и нагнетательных скважин с помощью системы базисных функций. В качестве первоначальных данных для каждой нагнетательной и потенциально реагирующих добывающих скважин принимают показатели в виде даты замера, значение приемистости, дебита жидкости, обводненности, состояние скважины - в работе или бездействии. В качестве базисных функций используют сглаживающие функции, обеспечивающие возможность линейного или экспоненциального сглаживания, такие как «скользящее окно», или вейвлет-анализ, или нейронные сети. С помощью базисных функций выделяют тренд промысловых показателей скважин, полезную составляющую динамики работы скважин и устраняют «шумы». Затем определяют коэффициенты влияния на основе сравнения преобразованных промысловых данных. Преобразованную динамику работы всех выбранных скважин для каждой базисной функции разбивают на фрагменты, соответствующие росту и падению базисной функции. Если на протяжении одного фрагмента отмечают смену режима работы, то фрагмент автоматически разбивают на два новых фрагмента. Рассчитывают коэффициент корреляции для каждой базисной функции между фрагментами динамики нагнетательной и реагирующей добывающей скважинами с учетом времени, через которое добывающая скважина реагирует на изменение режима работы нагнетательной скважины. По значению, к которому стремится зависимость коэффициента корреляции от количества проанализированных фрагментов, определяют полезность скважин. С учетом взаимного влияния скважин формируют рекомендации по перераспределению закачки для эффективной организации системы вытеснения нефти водой и поддержания пластового давления. 6 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа. Система водогазового воздействия на пласт содержит электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор центробежного типа, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам. В качестве нагнетательного использован один мультифазный насос. Газосепаратор, насосы и эжекторы установлены на одном валу с электродвигателем. Эжекторы выполнены в виде многосопловых струйных аппаратов с соплами, расположенными вокруг отверстия под вал. Технический результат - повышение экономичности и упрощение системы за счет уменьшения количества узлов, общих габаритов и массы при сохранении функциональных возможностей. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. В способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду. Закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток. После добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами продуктивных пластов с естественной трещиноватостью. Технический результат - повышение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу проводят на участке нефтяного пласта 3Д-сейсмику. Создают модели трещин. Проектируют и бурят скважины с горизонтальным окончанием с учетом трещин. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины. Отбирают продукцию через добывающие скважины. При этом выделяют трещины протяженностью не менее 10 м в горизонтальной и не менее 2 м в вертикальной плоскостях. Горизонтальный ствол скважины условно разбивают на участки в количестве не более 10. Каждый участок ствола выполняют с пересечением каждой трещины под углом 30-60°. В горизонтальной плоскости каждым участком пересекают не более трех трещин, расстояние между которыми не менее 10 м, а в вертикальной - без ограничения. Направление горизонтального ствола выполняют таким образом, чтобы условные средние линии скважин, проведенные в горизонтальной и вертикальных плоскостях, имели квадрат коэффициента корреляции не менее 0,7 по отношению к точкам перехода траектории скважины от одного участка к другому. При этом условные средние линии стволов добывающих и нагнетательных скважин обеспечивают параллельными. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. По способу осуществляют бурение вертикальных скважин и формирование пятиточечных элементов разработки с нагнетательными скважинами в углах элементов разработки и добывающих скважин в центре. Осуществляют бурение в пределах каждого элемента разработки двуствольных многозабойных горизонтальных скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов. Через нагнетательные скважины закачивают рабочий агент. Через добывающие скважины отбирают продукцию. При этом в залежи с двумя нефтенасыщенными пропластками все вертикальные скважины бурят со вскрытием этих пропластков. Каждый элемент разработки выполняют длиной грани, равной 4L, где L - четверть расстояния между вертикальными нагнетательными скважинами. С центральной части двух противоположных граней элемента разработки бурят двуствольные добывающие МЗГС. Их стволы проводят в разных направлениях внутрь элемента разработки вдоль окружности радиусом 2L. Длину каждого ствола добывающей МЗГС выполняют равной (0,9…1,l)·π·L, где π=3,14. Из точек, образуемых на пересечении в плане условных линий, проведенных из мест входа в пласт добывающих МЗГС и нагнетательных скважин на противоположных гранях элемента разработки, бурят двуствольные нагнетательные МЗГС. Стволы проводят в разных направлениях к внутренней части элемента разработки вдоль окружности радиусом L. Длину каждого ствола нагнетательной МЗГС выполняют равной (0,3…0,5)·π·L. Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках. Параллельные стволы добывающих и нагнетательных МЗГС также проводят в разных нефтенасыщенных пропластках. В центральной части каждого ствола добывающей МЗГС размещают водонабухающий пакер. Каждую нагнетательную скважину отрабатывают на нефть не более трех лет. 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с естественной трещиноватостью, продуктивные коллекторы которых состоят из двух пропластков, совпадающих в структурном плане. Технический результат - повышение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения продуктивного пласта нефтяной залежи. По способу определяют направления трещиноватости коллектора. Формируют элементы разработки бурением вертикальных и/или наклонно направленных нагнетательных скважин по квадратной сетке и многозабойных горизонтальных добывающих скважин - МЗГС с закругленными окончаниями стволов. Размещают стволы МЗГС вокруг нагнетательных скважин. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. При этом каждый из элементов разработки образован четырьмя нагнетательными скважинами, размещенными таким образом, чтобы грани элементов были направлены под углом 40-50° к преимущественному направлению естественной трещиноватости коллектора. Расстояние между гранями соседних элементов выполняют длиной 3L, где L - половина длины грани элемента. Расстояние между нагнетательными скважинами внутри элемента принимают 2L. На каждом элементе размещают две расположенные перпендикулярно двуствольные добывающие МЗГС. Каждую из этих скважин выполняют S-образной формы в плане, где формы закругления являются концами стволов. Точки входа МЗГС в продуктивный пласт располагают в центральной части элемента. Каждый горизонтальный ствол проводят в разных нефтенасыщенных пропластках таким образом, что они огибают в плане противоположные нагнетательные скважины по радиусу L и длиной полукруга π·L, где π=3,14. Длина одного ствола МЗГС составляет L·(π+1). 2 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат. По способу осуществляют внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине. Нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта. Размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом. Фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины. Количество последних - вдвое меньше количества пассивных скважин. Активные скважины предназначены для закачки воды в нижележащий обводненный пласт. В пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт. В активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт. Через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт. Перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами. При этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте. За счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины. Отбор пластового флюида из продуктивного пласта осуществляют через добывающую скважину. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к добыче нефти с ее вытеснением из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, в которой размещена колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакерами, установленными выше нефтеносных пластов, и муфтами перекрестного течения, радиальные каналы которых сообщают центральные каналы с нефтеносными пластами, разобщенными пакерами. Над последними НКТ герметически соединены подвижными разъединительными муфтами с возможностью поочередной посадки пакеров в обсадной трубе. Продольные каналы сообщают полости НКТ выше и ниже муфт, которые в нижней муфте заблокированы заглушкой. В центральных каналах муфт герметически установлены блоки телемеханической системы (ТМС) регулирования потока и учета расхода закачиваемого рабочего агента, включающие регулировочный клапан с электроприводом программного управления и проточное седло, датчики телеметрии и расходомер, расположенные в гильзах выше муфт, связанные между собой и с устройством управления на станции управления (СУ), содержащим реле времени и управляющий контроллер с программным обеспечением, геофизическим кабелем, пропущенным через лубрикатор, установленный на колонне НКТ, с возможностью передачи управляющих команд и контрольной информации с разделением сигналов. Блоки ТМС выполнены с возможностью последовательной посадки их из устья скважины в гнезда соответствующих муфт снизу вверх по мере увеличения диаметров посадочных мест в муфтах. Геофизические кабели между блоками ТМС размещены в телескопических трубках, оснащенных пружинами сжатия. Колонна НКТ оснащена запорно-перепускной арматурой и приустьевой насосно-эжекторной установкой, содержащей силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, сообщающийся входом с водопроводом от источника воды с запорным краном, газожидкостный эжектор-смеситель, сообщающийся входами с газопроводом от источника газа с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, емкостью с поверхностно-активным веществом трубопроводом с регулируемой задвижкой и обратным клапаном, и водопроводом с выбросом силового насоса. Выброс эжектора-смесителя сообщается с колонной НКТ по трубопроводу, в который встроены дожимной насос и гидрозатвор. К водопроводам подачи воды в эжектор-смеситель и выпуска из него присоединен байпас возврата воды через предохранительный клапан. СУ соединена силовыми кабелями с электроприводами силового и дожимного насосов. Технический результат заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пластов. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и/или газа. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. Способ включает нагнетание воды и добавки в пласт из первой скважины и добычу нефти и/или газа из пласта из второй скважины. При этом указанная вода и добавка представляют собой смесь, содержащую от примерно 50 до 99 мол.% воды и добавку, содержащую простой диметиловый эфир, простой диэтиловый эфир или простой метилэтиловый эфир. При этом используют группы скважин. Одну группу используют для заводнения пласта, а другую - для добычи нефти в течение первого периода времени. Затем группы скважин для заводнения и добычи переключают в течение второго периода времени. Из первого и второго периодов времени составляют цикл. Каждый из циклов увеличивают по времени на 5-10% продолжительности предыдущего цикла. В первые 10-80% продолжительности цикла закачивают одну смесь для заводнения с добавками, а в остальное время продолжительности цикла закачивают другую смесь для заводнения с добавками, в том числе несмешиваемыми. 9 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по толщине слоистых трещинно-поровых карбонатных коллекторов с заводнением. Технический результат - повышение равномерности выработки запасов нефти и увеличение нефтеотдачи слоистого коллектора. По способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и разветвленно-горизонтальных - РГС добывающих скважин. Горизонтальные стволы размещают в нефтенасыщенных пропластках. Осуществляют одновременную добычу нефти из горизонтальных стволов добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины. При этом бурят основной вертикальный ствол РГС. Исследованиями определяют время движения фронта капиллярной пропитки от нагнетательной скважины по каждому пропластку коллектора к основному вертикальному стволу РГС. На основе этого рассчитывают удельную скорость капиллярной пропитки каждого пропластка из аналитического выражения. В пропластке, соответствующем наименьшему значению удельной скорости капиллярной пропитки, бурят горизонтальный ствол из основной вертикальной РГС под углом α=50-70° к линии, являющейся наименьшим расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами. Устанавливают длину горизонтального ствола и расстояние продвижения фронта капиллярной пропитки. Для остальных пропластков определяют пройденные капиллярной пропиткой расстояния, являющиеся радиусами условных окружностей в соответствующем пропластке. К условным окружностям проводят касательные из точки основного вертикального ствола РГС в соответствующем пропластке. По полученным касательным бурят горизонтальные стволы РГС с длинами, соответствующими точке касания с окружностями. В основном вертикальном стволе РГС между пропластками устанавливают профильные перекрыватели. В каждом горизонтальном стволе размещают на равном расстоянии от 1 до 5 пакеров. В процессе эксплуатации РГС последовательно от «носка» горизонтального ствола к «пятке» отключают обводнившиеся интервалы при продвижении фронта пропитки от нагнетательной скважины к добывающей. 1 табл., 2 ил.
Наверх