Способ эксплуатации месторождения углеводородов

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод. Способ эксплуатации месторождения углеводородов включает вскрытие пласта кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, и выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции. На начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза. При обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше. Горизонтальная скважина продолжает работать в заданном технологическом режиме. Достигаемый технический результат – одновременная равномерная обработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.

 

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод.

Известен способ эксплуатации месторождения углеводородов вертикальными скважинами (О.М. Ермилов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский «Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах», Москва: Недра, 1987 г., с. 8). Система разработки месторождений природных газов только вертикальными скважинами имеет важный недостаток - относительно малые эффективные перфорированные мощности, что при прочих равных условиях снижает продуктивность скважины. Это требует строительства большого числа скважин, равномерно расположенных по площади месторождения, что приводит к существенным затратам на обустройство месторождения, что влечет за собой строительство подъездных дорог и системы сбора газа к каждой скважине. При этом для равномерного дренирования всего вскрытого пласта требуется перфорировать практически всю его мощность, что при проведении водоизоляционных работ в нижней части перфорации приводит к кольматации верхней части разреза и, как следствие, к необходимости длительного освоения скважины после ремонтных работ. Кроме того на поздней стадии разработки, когда пластовое давление существенно снизилось, а большая часть продуктивного пласта обводнилась, малая перфорированная мощность не обеспечивает стабильной работы скважины и приводит к ее выбытию из эксплуатации еще до извлечения всех дренируемых запасов газа. Следовательно, при такой конструкции скважины наблюдаются более низкие дебиты по сравнению с горизонтальными стволами, быстрое обводнение скважин при внедрении подошвенных вод и относительно невысокий коэффициент конечного извлечения продукции.

Известен способ эксплуатации месторождения углеводородов наклонно-направленными скважинами (С.Н. Меньшиков, А.Н. Лапердин, И.С. Морозов, Г.И. Облеков «Геолого-технологические подходы к рациональной разработке газовых месторождений», Новосибирск: издательство Сибирского отделения РАН, 2009 г., с. 106). Такой тип скважин позволяет сократить затраты на обустройство месторождений за счет уменьшения площади отсыпки кустовой площадки, сокращения металлоемкости трубопроводов и объемов строительства дорог и коммуникаций. Однако наклонно-направленные скважины имеют практически те же недостатки, что и вертикальные в части вскрытия продуктивного разреза пласта.

Известен способ эксплуатации месторождения углеводородов с использованием горизонтальных скважин (С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др. «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть II.», Москва: ООО «Газпром экспо», 2011 г., с. 293). Недостатком способа эксплуатации месторождений углеводородов с использованием только горизонтальных скважин является невозможность равномерно дренировать всю мощность пласта. Это приводит к рискам защемления запасов газа при внедрении подошвенных вод в залежь.

Наиболее близким к предлагаемому по достигаемому результату является способ разработки обводненной углеводородной залежи в продуктивном горизонте, предусматривающий после выработки основных запасов через основной ствол скважины и предельного обводнения добываемой из него продукции бурение вторых (боковых) стволов, ориентированных на невыработанные запасы (Ширяев Ю.Х., Даниленко Г.Г., Галицина Н.С. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов. Нефтяное хозяйство, 7, 2001 г., с. 51-53). Однако такой способ имеет существенные недостатки, заключающиеся в том, что на поздней стадии разработки пластовое давление в разрабатываемом газовом пласте является аномально низким, что не позволяет подобрать эквивалентную плотность буровых растворов и обеспечить его надежную циркуляцию и вынос шлама при строительстве боковых стволов.

Задачей изобретения является достижение максимальных объемов извлечения газа, равномерная отработка залежи природных газов по мощности на всем периоде разработки без потери продуктивности скважин из-за кольматации интервалов перфорации при капитальных ремонтах по водоизоляции и сокращения числа капитальных ремонтов.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является одновременная равномерная отработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе эксплуатации месторождения углеводородов, включающем бурение вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин в пласты, выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, пласт вскрывают кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, на начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленных скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза, при обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленные скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в этих скважинах выше, при этом горизонтальная скважина продолжают работать в заданном технологическом режиме.

Создание новых интервалов перфораций в вертикальной и наклонно-направленных скважинах приводит к обеспечению послеремонтных дебитов без необходимости деблокировки закольматированных верхних интервалов перфорации, в отличие от способа эксплуатации месторождений только вертикальными или наклонно-направленными скважинами, так как в предлагаемом способе в работе остаются горизонтальные скважины этого же куста.

Способ осуществляют следующим образом.

Продуктивный пласт вскрывают кустом вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной скважины. Искусственный забой вертикальной скважины размещают выше газо-водяного контакта на несколько метров и перфорируют нижнюю часть разреза. Далее в наклонно-направленной скважине перфорируют нижний интервал скважины для дренирования средней части продуктивного разреза. Горизонтальную скважину размещают в первой 1/3 мощности пласта от кровли для дренирования верхней части продуктивного разреза. Вскрытие пласта производят как минимум по одной или несколько вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.

Пример предполагаемой реализации

Кусты наклонно-направленных, горизонтальных и вертикальных скважин использованы для разработки Харасавэйского газоконденсатного месторождения (пласты ТП1-5). При проектировании систем обустройства и разработки месторождения принято:

- для проектных газовых скважин отход забоя от вертикали - до 750 м, в продуктивной части проектные скважины наклонно-направленные и горизонтальные;

- для предотвращения водопроявлений при наличии подошвенной воды интервал перфорации в скважинах располагают выше газо-водяного контакта на 20 м, скважины, расположенные в «сухом поле», перфорируют от кровли до подошвы;

- в проектный период предусматривают геолого-технологические мероприятия по изоляции обводняющихся интервалов эксплуатационных скважин.

Строительство только наклонных скважин для залежи пласта ТП1-5 (при наличии подошвенной воды) приведет к обводнению большого числа скважин в процессе эксплуатации и, соответственно, к затратам на проведение водоизоляционных работ (ВИР). Глушение скважин при геолого-технологических мероприятиях негативно влияет на продуктивную характеристику скважин. Кроме того, потребуется строительство боковых стволов в обводненных скважинах, что при низких давлениях в пласте также негативно повлияет на продуктивную характеристику скважин или невозможности строительства бокового ствола из-за отсутствия возможности заглушить скважину техническими жидкостями без поглощений жидкости в пласт в больших объемах и последующей потерей продуктивности.

По предложенному способу перфорацию проводят для вертикальной и наклонно-направленным скважинам по схеме «снизу-вверх» по мере обводнения подошвенными водами снизу, а горизонтальные скважины вскрывают продуктивный разрез сразу во всем интервале ствола скважины.

Куст скважин на пласт ТП1-5 состоит из 6-7 скважин: одной вертикальной на каждый пласт и нескольких горизонтальных скважин и наклонно-направленных. В итоге отрабатывают залежь более равномерно по всему разрезу продуктивной части пласта. Водоизоляционные работы (ВИР) проводят только по мере обводнения для наклонно-направленных и вертикальной скважин и далее перфорируют верхние интервалы скважины. Это позволит избежать кольматации пласта при ВИР. На поздней стадии разработки месторождения, после ликвидации наклонно-направленных и вертикальных скважин, горизонтальные скважины работают в «сухой» зоне до конца разработки. Такая концепция куста позволит значительно сократить количество ВИР, избежать кольматации пласта при капитальном ремонте скважин, обеспечить достаточно большие первоначальные дебиты газа.

Предложенный способ, включающий строительство куста скважин, позволит значительно сократить количество ВИР, избежать кольматации при глушении скважин, снизить риски недостижения первоначальных дебитов, обеспечить высокий коэффициент газоотдачи за счет более стабильной работы кустов скважин за весь период разработки месторождения.

Способ эксплуатации месторождения углеводородов, включающий бурение вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин в пласты, выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции, отличающийся тем, что пласт вскрывают кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, на начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза, при обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше, при этом горизонтальная скважины продолжает работать в заданном технологическом режиме.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в обсаженных вертикальных или наклонно-направленных добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти практическое применение при проведении водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах для изоляции притока подошвенных вод.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к проведению ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах включает 94,5 об.% гидрофобной кремнийорганической жидкости ГКЖ-11 Н, 4,7 об.% полимера Polydia и 0,8 об.% медного купороса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к изоляции водопритоков в горизонтальных участках скважин. Способ изоляции притока пластовых вод в необсаженном горизонтальном участке ствола нефтедобывающей скважины включает извлечение внутрискважинного оборудования, проведение геофизических исследований в необсаженном горизонтальном участке ствола скважины, определение интервала притока воды из водоносного горизонта и спуск на гибкой трубе компоновки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам проведения водоизоляционных работ в нефтедобывающих скважинах. Способ изоляции водопритока в нефтедобывающей скважине включает глушение скважины, извлечение внутрискважинного оборудования, спуск и установку пакер-пробки до подошвы обводнившегося пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу отсечения конуса подошвенной воды для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и позволяет решить задачу предупреждения притока подошвенных вод в горизонтальном участке нефтедобывающей скважины малой протяженности.

Предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию.
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.
Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Группа изобретений относится к обработке подземного пласта и, в том числе, его гидроразрыва, исключающей нарушение свойств пласта и предусматривающей использование потоков разбавленной жидкости и высоконагруженной жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности способа за счет повышения его технологичности и удешевления, обеспечения возможности производства спуска, ремонта и обслуживания спущенных конструктивных элементов. По способу выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. Разделяют участки пакерами. Осуществляют спуск в скважину насоса и отбор продукции скважины из каждого участка с поддержанием одинаковой обводненности на участках. При этом бурят горизонтальные окончания скважин или выбирают горизонтальные скважины так, чтобы их наиболее продуктивные участки в горизонтальных скважинах располагались последовательно ближе к забою. По мере обводнения продукции наиболее обводненные и продуктивные участки последовательно от забоя отсекают проходными пакерами с регулируемыми клапанами и/или жиклерами, позволяющими поддерживать одинаковую обводненность продукции по всей длине горизонтального окончания скважины при добыче одним насосом, располагаемым над ближним к устью из установленных пакеров. За счет клапанов и/или жиклеров пакеров уменьшают отборы высокопродуктивных участков и выравнивают фронт заводнения около горизонтального окончания скважины, чем удлиняют эксплуатацию скважины в заданном режиме для обеспечения отбора дополнительной продукции. 1 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод. Способ эксплуатации месторождения углеводородов включает вскрытие пласта кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, и выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции. На начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза. При обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше. Горизонтальная скважина продолжает работать в заданном технологическом режиме. Достигаемый технический результат – одновременная равномерная обработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.

Наверх