Скважина для разработки нефтяного пласта

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой. Технический результат - повышение эффективности разработки участка нефтяного пласта с минимизацией эксплуатационных затрат на строительство и эксплуатацию скважин. Скважина для разработки нефтяного пласта состоит из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для закачки вытесняющего агента в продуктивный нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины. Скважина принята с h-образным профилем. Точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины принята на расстоянии 300-500 м от продуктивного нефтяного пласта. Расстояние от места вхождения бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в упомянутый пласт принято в 200-600 м с обеспечением возможности закачки вытесняющего агента в одну зону продуктивного нефтяного пласта и отбора нефти из другой зоны пласта. Верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины. Нижняя часть упомянутой колонны находится в боковом стволе скважины и запакерована выше продуктивного нефтяного пласта. Вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины. Насосная установка помещена на необходимой высоте над продуктивным нефтяным пластом из условия снижения забойного давления и увеличения отбора нефти. 1 ил.

 

Изобретение относится к области скважинной добычи нефти из залежи углеводородов. Скважина предлагаемой конструкции может быть использована на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта, где добыча нефти ведется методом вытеснения нефти закачиваемым агентом, в частности - 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 способом. Таким образом, для эффективной разработки участка нефтяного пласта необходимо минимум две скважины - нагнетательная скважина 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 быть 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. Такая стратегия - функции двух скважин в одной - экономически выгодна для предприятия, но с тем чтобы это экономическое преимущество было очевидным, необходимо, чтобы боковой ствол (БС) скважины имел минимальную длину. Это условие предопределяет близость точки отхода БС от основного - вертикального ствола скважины и, как следствие, - значительное отклонение бокового ствола от вертикали на всем своем протяжении, за исключением конечного своего участка - точки входа в нефтяной пласт. Известно, что глубинные центробежный или плунжерный насосы должны по возможности эксплуатироваться в вертикальной части скважины, в противном случае возникнут такие нежелательные процессы, как вибрация, неравномерное заполнение рабочих органов насоса свободным газом, одностороннее истирание деталей насосного оборудования. Недостатком конструкции скважины с БС по патенту №2526937, на наш взгляд, является то, что нельзя поместить глубинный насос, например электроцентробежную установку, в боковой ствол с тем, чтобы насос был на необходимом и близком расстоянии от продуктивного пласта. Это условие необходимо для достижения минимального забойного давления и увеличения степени притока пластовой жидкости, в частности нефти, в полость бокового ствола скважины.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности разработки участка нефтяного пласта с минимизацией эксплуатационных затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Технический результата достигается тем, что в скважине для разработки нефтяного пласта, состоящей из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) для закачки вытесняющего агента в нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины, точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины находится на минимально возможном расстоянии от нефтяного пласта, верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины, а ее нижняя часть находится в боковом стволе скважины и пакеруется выше продуктивного нефтяного пласта, а вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины, при этом насосная установка находится на необходимой высоте над нефтяным пластом.

Схема предложенной скважины приведена на чертеже, где позициями обозначены: 1 - обсадная колонна вертикальной части скважины, 2 - боковой ствол скважины, 3 - нефтяной пласт, 4 - нагнетательная колонна НКТ - первая колонна НКТ, 5 - колонна лифтовых труб - вторая колонна НКТ, 6 - глубинный насос, 7 - пакер.

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

1. Скважина бурится вертикально и вскрывает пласт вертикально, комплектуется обсадной колонной (ОК), цементируется.

2. В непосредственной близости от продуктивного нефтяного пласта (300-500 м) от основного вертикального ствола скважины прорезают ОК и бурят боковой ствол с вертикальным вхождением или под определенным углом к плоскости пласта. Расстояние от места вхождения БС в пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в пласт определяется проектом разработки нефтяного пласта и, как правило, составляет несколько сотен метров (200-600 м).

3. Боковой ствол, также как и основной, оборудуется обсадной колонной и цементируется.

4. Оба ствола скважины напротив нефтяного пласта перфорируются, пласты в этих зонах последовательно осваиваются.

5. От устья и далее - в боковой ствол скважины до нефтяного пласта размещают колонну НКТ для закачки вытесняющего агента. Кольцевое пространство над пластом между колонной НКТ и обсадной колонной герметизируют с помощью пакерного устройства.

6. В вертикальный ствол скважины на необходимую глубину помещают глубинный насос с помощью второй колонны насосно-компрессорных труб для подъема пластовой продукции (нефти и попутной воды) до устья скважины. При интенсификации добычи нефти из пласта глубинный насос максимально приближают к продуктивному пласту с тем, чтобы снизить забойное давление и увеличить отбор флюидов.

7. С помощью h-образной скважины ведется разработка участка нефтяного пласта путем закачки вытесняющего агента (воды в частности) в одну зону пласта и отбора нефти из другой части пласта.

В отличие от прототипа закачка вытесняющего агента ведется через боковой ствол, так как ее вынужденная кривизна не влияет на объемы закачки агента. Размещение глубинного насоса в БС скважины на необходимой близости от нефтяного пласта для снижения забойного давления привело бы к ее расположению на наклонно-направленном участке БС. Между тем большинство глубинных насосов плунжерного типа и электроцентробежные насосы рекомендуют размещать на вертикальном участке скважины, что и осуществлено в заявленной скважине.

Конструкция скважины уточняется тем, что точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины находится на минимально возможном расстоянии от продуктивного нефтяного пласта, с тем чтобы минимизировать затраты на бурение, строительство и эксплуатацию такой скважины. Это, на наш взгляд, первое существенное отличие нового технического решения от конструкции скважины по изобретению №2526937. Дополнительным положительным эффектом по нашей заявке является то, что появляется возможность максимального приближения глубинного насоса к нефтяному пласту.

Технико-экономическая эффективность применяемого изобретения на нефтяных месторождениях будет основываться, прежде всего, на сокращении финансовых затрат на строительство и обустройство скважин для разработки нефтяного пласта, а также на максимальной выработке нефтяного пласта.

Скважина для разработки нефтяного пласта, состоящая из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ для закачки вытесняющего агента в продуктивный нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины, отличающаяся тем, что скважина принята h-образной, точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины принята на расстоянии 300-500 м от продуктивного нефтяного пласта, расстояние от места вхождения бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в упомянутый пласт принято в 200-600 м с обеспечением возможности закачки вытесняющего агента в одну зону продуктивного нефтяного пласта и отбора нефти из другой зоны пласта, причем верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины, а ее нижняя часть находится в боковом стволе скважины и запакерована выше продуктивного нефтяного пласта, а вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины, при этом насосная установка помещена на необходимой высоте над продуктивным нефтяным пластом из условия снижения забойного давления и увеличения отбора нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти в карбонатных коллекторах, осложненной эрозионным врезом. Способ включает уточнение контура нефтеносности залежи и борта вреза, определение нефтенасыщенной толщины продуктивных терригенных пластов в эрозионном врезе, бурение добывающих, в том числе горизонтальных скважин в продуктивных терригенных пластах эрозионного вреза со вскрытием его борта, и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии отбора продукции из продуктивных пластов разветвленной горизонтальной скважиной.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям отбора продукции из пласта и нагнетания жидкости для поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей и газодобывающей отраслям промышленности и, в частности, к методам увеличения коэффициента извлечения продукции пласта - нефти, газа и газоконденсата.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам разработки многопластовых залежей нефти, включающих гидродинамически связанные пласты.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к области разработки залежи нефти, представленной слабопроницаемыми карбонатными коллекторами, осложненной эрозионным врезом.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями.

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.

Изобретение относится к разработке нефтяных пластов и может быть использовано на нефтяных месторождениях с глубоким залеганием продуктивного пласта и присутствием нижележащего водоносного горизонта.

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 быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины. В скважину спускают компоновку подземного оборудования (КПО), по первому варианту оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля. По второму варианту КПО оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования. Технический результат заключается в возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательном извлечении верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простоте изменения объемов закачки жидкости, проведении геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для регулирования расхода закачиваемой воды в пласт при поддержании пластового давления. Технический результат – повышение надежности работы устройства и обеспечение возможности контроля приемистости пластов геофизическими методами. Устройство включает корпус со штуцерной втулкой, спущенное на насосно-компрессорных трубах со сквозными отверстиями против щелевых штуцеров, расположенных по периметру и выполненных с переменным поперечным сечением по длине щели. В нижнем торце штуцерная втулка выполнена в виде разрезной упругой цанги, лепестки которой оканчиваются треугольными выступами, входящими в зацепление с треугольными проточками в нижней части корпуса. Между лепестками цанги на внешней стороне в нижней части штуцерной втулки расположены направляющие срезные винты, входящие в продольные направляющие пазы в нижней части корпуса. В верхней части штуцерная втулка выполнена с седлом для ударного массивного груза и с треугольной проточкой для зацепления втулки ловителем. В нижней части корпуса установлена втулка с треугольными направляющими выступами по периметру ее торца и фиксирующими винтами. Для замены штуцерной втулки с цангой предусмотрена сменная штуцерная втулка, выполненная в виде шлямбура с треугольными направляющими. Они обеспечивают вместе с ответными треугольными направляющими выступами втулки точную посадку сменной штуцерной втулки против сквозных окон в корпусе. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к подготовке пластовых вод для поддержания пластового давления нефтяных залежей. Способ подготовки пластовых вод для системы поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этапы, на которых: добывают водогазонефтяную смесь – ВГНС из залежей девона и/или нижнего карбона, а также из залежей среднего и/или верхнего карбона, осуществляют извлечение нефти из указанной ВГНС и извлечение из нее нефти, полученные в результате этого пластовые воды залежей девона и/или нижнего карбона, содержащие ионы двухвалентного железа, смешивают с полученными в результате этого пластовыми водами залежей среднего и/или верхнего карбона, содержащими сероводород, добавляют по меньшей мере один коагулянт в смешанные пластовые воды для укрупнения частиц мелкодисперсной взвеси сульфида железа, образовавшегося в результате указанного смешивания, осуществляют очистку смешанных пластовых вод от взвеси сульфида железа и подают очищенную смесь пластовых вод в указанную систему поддержания пластового давления для закачки в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Способ поддержания пластового давления нефтяных залежей девона и/или нижнего карбона и залежей среднего и/или верхнего карбона содержит этап, на котором осуществляют закачку пластовых вод, подготовленных указанным выше способом, в нагнетательные скважины, эксплуатирующие залежи девона и/или нижнего карбона, а также залежи среднего и/или верхнего карбона. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – обеспечение возможности совместной подготовки пластовых вод из залежей девона и карбона для поддержания давления в указанных залежах.. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти посредствам определенного размещения проектного фонда горизонтальных скважин, и может найти применение при формировании системы разработки нефтяных залежей, а так же нефтяных оторочек залежей с газовыми шапками. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. Нефтяную залежь разрабатывают на основе площадной, обращенной семиточечной системы, которую преобразуют в систему с горизонтальными скважинами. Для этого определяют исходную сетку наклонно-направленных скважин. Далее по центру между двумя нагнетательными наклонно-направленными скважинами размещают горизонтальную с необходимой длиной ствола. На расстоянии в один шаг сетки заменяют наклонно-направленные добывающие скважины на горизонтальные с аналогичным азимутом ствола. Полученную сетку скважин характеризуют выдержанным расстоянием между скважинами, аналогичным исходной сетке. Полученный элемент разработки - ячейка из семи горизонтальных скважин. В рамках данной системы возможно менять конструкцию скважин с горизонтальной на многозабойную для уплотнения сетки и увеличения охвата залежи по площади и разрезу, а также менять направление горизонтальных участков. Их можно развернуть на необходимый угол для достижения целей разработки. Данная система является замкнутой и позволяет вводить в разработку скважины по ячейкам. 2 з.п. ф-лы,1 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из пласта. Технический результат - более быстрое достижение окончательного фазового разделения. Система для добычи и отделения нефти содержит: нефтеносный пласт; водную текучую среду с низкой степенью минерализации, имеющую ионную силу меньше чем 0,15 моль/л и имеющую общее содержание растворенных твердых веществ от 200 ч/млн до 10000 ч/млн; солевой раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше чем 10000 ч/млн; деэмульгатор, эффективный для разделения сырой нефти и воды; средство для введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь нефтеносного пласта; средство для добычи нефти и воды из нефтеносного пласта после введения водной текучей среды с низкой степенью минерализации внутрь пласта; средство для контактирования солевого раствора и деэмульгатора с нефтью и водой, добытыми из нефтеносного пласта, и для отделения добытой нефти от добытой воды. 3 н. и 34 з.п. ф-лы, 12 ил., 1 пр.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры. Технический результат - организация в нефтяной залежи плоскопараллельной фильтрации пластовой жидкости с помощью системы многофункциональных скважин, исключение возможности образования застойных зон в объеме всей залежи с одновременным уменьшением количества скважин и расстояния между участками закачки вытесняющего агента и отбора пластовой нефти. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, заключающемся в закачке в пласт вытесняющего агента через горизонтальный участок многофункциональной скважины и отборе пластовой нефти из перфорированного участка этой же скважины, расположенного горизонтально и параллельно зоне закачки агента, по длине полосообразного элемента ПЭ нефтяной залежи или выбранному направлению залежи располагают многофункциональные скважины последовательно друг за другом так, чтобы в зоне пласта между участками закачки агента и отбора нефти каждой скважины были расположены еще два участка двух соседних многофункциональных скважин: ближе к участку отбора нефти скважины располагают участок закачки агента соседней скважины с левой стороны, а ближе к участку закачки агента рассматриваемой скважины располагают участок отбора нефти второй соседней скважины с правой стороны по длине ПЭ или выбранного направления. Причем рассматриваемые горизонтальные участки всех скважин расположены между собой параллельно на одинаковом расстоянии друг от друга и поперек длины полосообразного элемента. Разработка нефтяной залежи осуществляется путем деления залежи на полосообразные элементы по всей своей площади, каждый из которых разрабатывается с помощью системы многофункциональных скважин, расположенных в границах ПЭ по вышеописанному принципу. 1 ил.

Изобретение относится к композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями. Указанную композицию используют для получения композиции заводняющей жидкости для добычи нефти третичными методами, обладающей существенно улучшенной эффективностью вытеснения нефти и способностью смывать нефть по сравнению с известными композициями. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышения эффективности обработки для добычи нефти. 6 н. и 7 з.п. ф-лы, 71 пр., 37 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам утилизации попутно-добываемой воды при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Способ утилизации попутно добываемой пластовой воды включает закачку продукции добывающих скважин в бездействующую скважину, выполняющую роль отстойника. Продукцию рядом расположенных друг от друга добывающих скважин с суммарным дебитом жидкости 25-65 м3/сут закачивают непосредственно в межтрубное пространство скважины-отстойника для поглощения воды пластом, имеющим приемистость 0,7-4,3 м3/(сут⋅атм). Одновременно с закачкой происходит отбор фонтанным способом отделившейся нефти через колонну насосно-компрессорных труб. Предлагаемый способ позволяет качественно разделить нефть и воду в скважине-отстойнике и снизить затраты электроэнергии, затрачиваемые на транспортировку попутно добываемой воды на длительные расстояния. 1 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей с глубоким залеганием продуктивного пласта и может быть использовано для добычи нефти методом вытеснения закачиваемым агентом, в частности водой. Технический результат - повышение эффективности разработки участка нефтяного пласта с минимизацией эксплуатационных затрат на строительство и эксплуатацию скважин. Скважина для разработки нефтяного пласта состоит из вертикального и бокового стволов, колонны насосно-компрессорных труб для закачки вытесняющего агента в продуктивный нефтяной пласт и оборудования для подъема нефти до устья скважины. Скважина принята с h-образным профилем. Точка отхода бокового ствола от вертикальной части скважины принята на расстоянии 300-500 м от продуктивного нефтяного пласта. Расстояние от места вхождения бокового ствола в продуктивный нефтяной пласт до точки вхождения вертикальной части скважины в упомянутый пласт принято в 200-600 м с обеспечением возможности закачки вытесняющего агента в одну зону продуктивного нефтяного пласта и отбора нефти из другой зоны пласта. Верхняя часть колонны НКТ для закачки вытесняющего агента находится в вертикальном стволе скважины. Нижняя часть упомянутой колонны находится в боковом стволе скважины и запакерована выше продуктивного нефтяного пласта. Вторая колонна НКТ с глубинной насосной установкой находится в вертикальном стволе скважины. Насосная установка помещена на необходимой высоте над продуктивным нефтяным пластом из условия снижения забойного давления и увеличения отбора нефти. 1 ил.

Наверх