Способ разработки участка нефтяного пласта


 


Владельцы патента RU 2622418:

Денисламов Ильдар Зафирович (RU)

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта. Технический результат – повышение эффективности способа за счет снижения затрат на разработку за счет использования особого профиля скважины. По способу предусматривают разрабатывать участок нефтяного пласта методом вытеснения нефти водой с помощью одной скважины, укомплектованной двумя колоннами труб: обычной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и колонной гибких безмуфтовых колтюбинговых труб. Осуществляют бурение скважины L-образного профиля, для чего вертикальной скважиной вскрывают нефтяной пласт и нижележащий водоносный вертикально сверху вниз. Затем ствол скважины поворачивают на 90° и проходят ниже водоносного пласта в горной породе и вновь пересекают оба пласта во второй раз, но уже в направлении снизу вверх. Первую колонну труб в виде колтюбинговой колонны снабжают установкой электроцентробежного насоса. С помощью этой установки и благодаря двум пакерным устройствам отбирают воду из водоносного пласта и подают ее в продуктивный нефтяной горизонт. Вторую колонну труб - колонну НКТ - комплектуют глубинным насосом и спускают в скважину на необходимую глубину над пластом до первого пересечения скважины с пластом. Нефтяной пласт разрабатывают путем закачки воды из нижележащего водоносного пласта и отбора нефти с помощью второй насосной установки. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Разработанный способ может быть использован на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного нефтяного пласта, где добыча нефти ведется методом вытеснения нефти закачиваемой водой.

Разработка нефтяного пласта путем вытеснения нефти водой из порового пространства ведется на большинстве нефтяных месторождений России и на многих месторождениях мира. Обычно в нагнетательные скважины через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) закачивают воду или другой вытесняющий агент, а из других скважин - нефтедобывающих - добывают нефть приемлемым способом: фонтанным или механизированным. Таким образом, для эффективной разработки участка нефтяного пласта необходимо минимум две скважины - нагнетательная и добывающая. Такая очаговая система разработки нефтяного пласта в доступной форме описана в книге группы авторов: Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов / Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев. - М.: Недра, 1985. - 296 с. (на стр. 76). Схемы расположения добывающих и нагнетательных скважин в объеме нефтяного пласта приведены на страницах 90-91 источника: Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М.: Недра, 1974. - 704 с. Эти схемы показывают, что соотношение количества нагнетательных скважин к нефтедобывающим в зависимости от системы заводнения может самым разным, но все системы объединяет постулат о том, что разработка нефтяного пласта (объекта разработки) основана на наличии на объекте разработки нагнетательных и добывающих скважин.

Известна конструкция нефтедобывающей скважины по патенту РФ на изобретение №2374435 (опубл. 27.11.2009), где вертикальный ствол дополнительно комплектуется боковым и одновременно горизонтальным стволом (БГС), в котором для улучшения фильтрационных характеристик пласта производится гидроразрыв пласта (ГРП). Для организации вытеснения нефти водой с помощью такой скважины в продуктивном пласте необходимо организовать строительство еще одной скважины - нагнетательной.

Для снижения стоимости работ по эксплуатации участка нефтяного пласта по патенту РФ на изобретение №2526937 (опубл. 27.08.2014) предложено в вышеописанной скважине с БГС закачку вытесняющего агента в пласт вести через основной вертикальный ствол скважины, а отбор нефти вести через боковой горизонтальный ствол. Для организации системы поддержания пластового давления по изобретению необходимо обустройство наземного водовода для подвода воды с наземного источника.

В качестве прототипа по заявляемой технологии выбран патент РФ на изобретение №2297521 (опубл. 20.04.2007) «Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт». По изобретению из продуктивного нефтяного пласта попутно добываемая вода отделяется от нефти и направляется с помощью глубинной электроцентробежной установки в нижележащий водоносный горизонт, в результате решается вопрос утилизации попутно добываемой воды. По изобретению не рассматривается организация поддержания пластового давления нефтяного пласта путем закачки воды в нагнетательную скважину.

Технической задачей изобретения является удешевление стоимости работ по организации системы поддержания пластового давления нефтяного пласта благодаря привлечению воды нижележащего водоносного горизонта для закачки в нефтяной пласт. Экономия также должна выражаться в снижении количества нагнетательных скважин за счет адресации их функции нефтедобывающим скважинам с необычным профилем ствола скважины.

По изобретению техническая задача выполняется тем, что способ разработки участка нефтяного пласта, состоящий в закачке воды в нефтяной пласт и отборе пластовой нефти из скважины, осуществляют таким образом, что скважину проводят вертикально через нефтяной пласт и нижележащий водоносный пласт, продолжают скважину под водоносным пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через оба пласта вертикально и в обратном направлении, то есть снизу вверх, скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в трех местах пересечения скважины с пластами: в обоих пересечениях скважины с нефтяным пластом и во втором - отдаленном пересечении скважины с водоносным пластом, между водоносным и нефтяным пластом во втором - отдаленном пересечении скважины с пластами - размещают на гибкой колтюбинговой трубе (ГТ) электроцентробежный насос (ЭЦН) с приводом от погружного электродвигателя, кольцевое пространство между ЭЦН и эксплуатационной колонной (ЭК) выше приемных отверстий ЭЦН, то есть ближе к нефтяному пласту, герметизируют пакерным устройством. Второе пакерное устройство устанавливают между колонной ГТ и ЭК ниже водоносного пласта, а третье пакерное устройство устанавливают ниже зоны первого пересечения нефтяного пласта со скважиной.

Вторую колонну труб комплектуют глубинным насосом, спускается в скважину на необходимую глубину над нефтяным пластом в зоне его первого пересечения скважиной. Разработку участка нефтяного пласта ведут закачкой в нефтяной пласт воды, которую подают с помощью ЭЦН из водоносного пласта, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны труб.

При наружном креплении к колонне труб даже бронированного кабеля для подачи электропитания к УЭЦН для подачи воды в нефтяной пласт возможно истирание кабеля во время спуско-подъемных операций. Могут возникнуть осложнения из-за внешнего расположения кабеля при установке пакерующих устройств. Поэтому по изобретению предложено для спуска и монтажа в заданной точке установки электроцентробежного насоса для закачки воды в нефтяной пласт применение гибкой колтюбинговой трубы, внутри которой находится кабель для подачи электроэнергии в погружной электродвигатель установки ЭЦН.

Такая стратегия - функции двух скважин в одной - экономически выгодна для организации системы ППД в нефтяном пласте и организации добычи нефти путем вытеснения нефти водой, причем нет необходимости искать поверхностные водоисточники для нагнетания воды в продуктивный пласт.

Схема реализации заявляемого способа приведена на чертеже, где позициями обозначены: 1 - обсадная колонна скважины, 2 - нефтяной пласт, 3 - водоносный пласт, 4 - гибкая колтюбинговая труба для спуска и монтажа УЭЦН для закачки воды, 5 - электроцентробежный насос для закачки воды, 6 - электродвигатель насоса для закачки воды, 7 - дальний по колонне НКТ пакер, 8 - ближний пакер, 9 - электрокабель установки глубинного электроцентробежного насоса (УЭЦН) для закачки воды, 10 - станция управления УЭЦН для закачки воды, 11 - насос (УЭЦН) для подъема нефти, 12 - вторая колонна труб (НКТ) для подъема нефти, 13 - станция управления насоса для подъема нефти, 14 - растворяемый пакер.

В нефтяном пласте со значительной глубиной залегания (три и более км) организуются следующие работы:

1. Скважина бурится вертикально и вскрывает нефтяной пласт 2 и нижележащий водоносный пласт 3, проходит под водоносным пластом и на необходимом отдалении от первого пересечения пластов вторично пересекает оба пласта, то есть снизу вверх.

2. Скважина комплектуется обсадной колонной 1, цементируется.

3. Обсадная колонна (ОК) перфорируется в трех зонах: в отдаленном пересечении ОК нефтяного пласта и водоносного пласта, а также в ближнем пересечении ОК нефтяного пласта. Для исключения межпластовых перетоков скважину заполняют задавочной жидкостью.

4. В скважину на гибкой колтюбинговой трубе 4 спускают насосную установку для закачки воды из водоносного пласта в вышележащий нефтяной пласт. Установка состоит из центробежного насоса 5 и его привода - погружного электродвигателя 6 (ПЭД). Электрокабель 9 от ПЭД 6 заводится в колтюбинговую трубу с тем, чтобы обеспечить его сохранность при спуско-подъемных операциях.

5. Кольцевое пространство между насосом 5 (его хвостовиком) и обсадной колонной 1 герметизируют с помощью отдаленного пакерного устройства 7. Эту операцию выполняют для исключения попадания воды высокого давления обратно в водоносный горизонт 3.

6. Для разобщения водоносного и нефтяного пластов ниже водоносного пласта устанавливают второе пакерное устройство 8.

7. Третье пакерное устройство 14 устанавливают ниже первого пересечения ОК скважины нефтяного пласта. Данное пакерное устройство может быть выполнено временного исполнения из материалов, способных растворяться под воздействием специальных растворителей. Пакерующее устройство 14 необходимо для того, чтобы собирать механические примеси и возможные посторонние предметы в вертикальной части скважины.

8. С помощью колонны насосно-компрессорных труб 12 в вертикальный ствол скважины на необходимую глубину помещают глубинный насос 11 для подъема пластовой продукции (нефти и попутной воды) до устья скважины.

9. Со станции управления 10 пускают в действие насос 5, ведут отбор воды из водоносного пласта 3 и закачивают эту воду в нефтяной пласт 2.

10. Со станции управления 13 пускают в действие насос 11 и отбирают нефть с продуктивного пласта 2.

11. С помощью L-образной скважины ведут разработку участка нефтяного пласта 2 путем закачки воды в одну зону пласта и отбора нефти из другой части пласта.

Наличие двух пакеных устройств 7 и 8 обеспечит работу УЭЦН без вибрации, так как на коротком скважинном участке установка будет отцентрирована и находиться в неподвижном состоянии.

При ремонтных работах или замене глубинных насосов в первую очередь на дневную поверхность поднимают насос откачки нефти 11. В скважину спускают оперативную колтюбинговую трубу малого диаметра (30-40 мм) и промывают искусственный забой над пакерным устройством 14 от мехпримесей и посторонних предметов. В зону пакерного устройства 14 (ПУ) доставляют растворитель, благодаря которому ПУ 14 перестает существовать (растворяется). После снятия двух пакерующих устройств 7 и 8 с помощью гибкой колтюбинговой трубы 4 поднимают на устье скважины и глубинный насос 5.

Спуск и монтаж УЭЦН в дальнюю зону скважины для организации подачи воды в нефтяной пласт - это высокопрофессиональная работа, требующая наличия безотказных пакерных устройств, поэтому ввиду наличия электрического кабеля в зоне пакерных устройств возможно использование по изобретению электромагнитоуправляемых пакеров, которые перекрывают и, наоборот, раскрывают кольцевое межтрубное пространство по электрическому сигналу, подаваемому с устья скважины.

На наш взгляд, новизна и существенное отличие заявленной технологии заключаются в том, что с помощью одной скважины организовано вытеснение нефти водой на участке нефтяного пласта, причем система поддержания пластового давления закачкой воды организована без наземных водоводов и насосного оборудования.

Технико-экономическая эффективность применения предложенной технологии будет основываться, прежде всего, на сокращении финансовых затрат на строительство и обустройство скважин для разработки нефтяного пласта. Дополнительным эффектом послужит отсутствие необходимости строительства водоводов от источника водоснабжения к добывающей скважине.

1. Способ разработки участка нефтяного пласта, состоящий из закачки воды в нефтяной пласт и отбора пластовой нефти из скважины, отличающийся тем, что скважину проводят вертикально через нефтяной пласт и нижележащий водоносный пласт, продолжают скважину под водоносным пластом и на необходимом расстоянии от первого пересечения вновь проводят скважину через оба пласта вертикально и в обратном направлении, то есть снизу вверх, скважину обсаживают эксплуатационной колонной, цементируют по всей длине скважины и перфорируют в трех местах пересечения скважины с пластами, в обоих пересечениях скважины с нефтяным пластом и во втором - отдаленном пересечении скважины с водоносным пластом, между водоносным и нефтяным пластом во втором - отдаленном пересечении скважины с пластами - размещают на колонне гибких безмуфтовых труб - ГТ, то есть на колтюбинговой трубе, электроцентробежный насос – ЭЦН - с приводом от погружного электродвигателя, кольцевое пространство между ЭЦН и эксплуатационной колонной – ЭК - выше приемных отверстий ЭЦН, то есть ближе к нефтяному пласту, герметизируют пакерным устройством, второе пакерное устройство устанавливают между колонной ГТ и ЭК ниже водоносного пласта, а вторую колонну труб - насосно-компрессорных труб (НКТ) - комплектуют глубинным насосом, спускают в скважину на необходимую глубину над нефтяным пластом в зону его первого пересечения, разработку участка нефтяного пласта ведут закачкой в нефтяной пласт воды, которую подают с помощью ЭЦН из водоносного пласта, а отбор нефти из пласта ведут с помощью глубинного насоса и второй колонны труб.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что внутри колонны колтюбинговой трубы располагают кабель для подачи электроэнергии в погружной электродвигатель установки ЭЦН.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что ниже первого пересечения нефтяного пласта скважиной организуют зумпф путем установки временного пакера, который при необходимости удаляют путем доставки в эту зону растворителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к средствам управления направленным бурением для обеспечения горизонтального направленного бурения. Техническим результатом является повышение точности определения положения бурового инструмента.

Группа изобретений относится к области бурения. Система для контроля направления буровой компоновки в скважине содержит корпус, канал переменного потока флюида в корпусе, управляемый флюидом механизм привода в гидравлическом соединении с каналом переменного потока флюида, и отклоняющий сердечник, подсоединенный к выходу управляемого флюидом механизма привода.
Изобретение относится к бурению, а именно к способам контроля бурения скважин. Способ включает в себя бурение ствола скважины компоновкой бурильной колонны, состоящей из бурильных труб, долота, забойного двигателя, переводника, в котором расположен скважинный прибор, включающий в себя трехосевой датчик ускорения, и телеметрической системы, передающей информацию от скважинного прибора по беспроводному каналу связи на поверхность, при этом датчиком ускорения измеряется ускорение прибора по трем взаимно ортогональным осям, определяется средний темп повышенных ударных нагрузок по каждой из осей акселерометра и общее число превышений пороговых значений ускорения в процессе бурения, полученные значения кодируются и передаются телеметрической системой на поверхность, на основании полученных данных принимается решение о необходимости изменения режимов процесса бурения.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения. Способ отклонения расширяемого узла с закругленной головкой содержит введение узла с закругленной головкой в основной ствол скважины, причем узел с закругленной головкой содержит корпус и наконечник с закругленной головкой, расположенный на дальнем конце корпуса и выполненный с возможностью перемещения между стандартной конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет первый диаметр, и приведенной в действие конфигурацией, в которой наконечник с закругленной головкой имеет второй диаметр, отличающийся от первого диаметра, продвижение узла с закругленной головкой к отклонителю, расположенному внутри основного ствола скважины и определяющему первый канал, имеющий заранее заданный диаметр и сообщающийся с нижним участком основного ствола скважины, и второй канал, сообщающийся с боковым стволом, и направление узла с закругленной головкой в нижний участок основного ствола скважины или боковой ствол на основании диаметра наконечника с закругленной головкой по сравнению с заранее заданным диаметром.

Изобретение относится к средствам контроля процесса строительства скважин. В частности, предложена система оперативного контроля и анализа процесса строительства скважин, включающая блок сбора и передачи данных, блок ввода данных, базу данных, блок администрирования, блок визуализации, модуль загрузки, состоящий из блока загрузки данных инклинометрии, блока загрузки данных исследований скважины, блока загрузки топографической информации по скважине.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение добычи углеводородных энергоносителей, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород.

Изобретение относится к средствам для обеспечения бурения сближенных параллельных скважин. Техническим результатом является обеспечение точного определения расстояния между параллельными скважинами за счет исключения или минимизации влияния различных факторов на электромагнитные сигналы в процессе измерения.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования.

Изобретение относится к буровой технике и предназначено для геонавигации бурильного инструмента и управления его траекторией при проводке скважин в нужном направлении.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возможность возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке зонально-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяной залежи, повышение нефтеотдачи и дебита добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к управлению заводнением нефтяных пластов. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, оценку влияния добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке залежей нефти, продуктивные пласты которых состоят из нескольких пропластков, совпадающих в структурном плане. Способ включает бурение по любой из известных сеток вертикальных и наклонных скважин, определение пропластков с различной проницаемостью, закачку вытесняющей жидкости в каждый пропласток через нагнетательные скважины и добычу продукции залежи из каждого пропластка через добывающие скважины.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.
Изобретение относится к селективной изоляции обводненных пропластков в продуктивных разрезах добывающих скважин, обводняющихся краевой водой по пласту. Способ включает закачку гелеобразующего состава в пласт по затрубному пространству скважины, остановленной для проведения текущего ремонта по смене глубинного насоса.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу повышения нефтеотдачи слоисто-неоднородных нефтяных коллекторов импульсной закачкой низкоминерализованной воды.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к установкам для закачки жидкости в пласт, вытеснения нефти и поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах. Технический результат - повышение нефтеотдачи и эффективности разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах при низконапорном заводнении. По способу разбуривают залежь скважинами по одной из известных сеток. Осуществляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины с контролем давления и отбор продукции из добывающих скважин. В обводняющихся добывающих скважинах проводят гидродинамические исследования. Строят графики индикаторных кривых, на которых определяют точку снижения обводненности как точку перегиба кривой обводненности. Определяют точку пересечения линии давления насыщения нефти газом с кривой обводненности. Принимают оптимальный режим работы добывающих скважин на естественном режиме истощения в зоне отбора ниже точки критического давления смыкания трещин и выше точки давления насыщения нефти газом. В системе трещин залежи поддерживают более низкое давление, чем на остальной площади залежи. 3 ил.
Наверх