СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА МНОГОЗАБОЙНЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.

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

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

Общим недостатком известных способов является сложность применения в горизонтальных стволах данных конструкций. Также в связи с неоднородностью пластов недостаточно эффективно происходит выработка запасов нефти вдоль горизонтальных стволов многозабойных скважин, некоторые из стволов могут вообще не работать.

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

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами, включающим бурение или выбор уже пробуренных многозабойных скважин с горизонтальными стволами, спуск в скважину нескольких насосов, отбор продукции скважин, согласно изобретению в терригенном или карбонатном пласте предварительно определяют приток нефти к каждому горизонтальному стволу добывающей скважины, выбирают горизонтальные стволы, отличающиеся дебитами нефти на 20% и более, в горизонтальный ствол длиной менее 300 м спускают насосы на параллельных колоннах труб, в горизонтальный ствол длиной более 300 м спускают насосы на одной колонне труб, насосы в стволе размещают не ближе 30 м друг от друга, каждый горизонтальный ствол скважины условно разделяют на три последовательных участка, в центральный участок спускают насосы с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов на участке в конце горизонтального ствола.

При расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого многозабойными горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что коллекторы практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта с пробуренными горизонтальными стволами многозабойной скважины с насосами. Обозначения: 1, 2 - продуктивные пласты, 3 - не коллектор, 4 - добывающая скважина, 5, 6 - горизонтальные стволы, 7 - колонны труб, 8-12 - насосы. 13, 14 - пакеры,

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи с продуктивными пластами 1 и/или 2, представленными терригенным или карбонатным типом коллектора и разделенный не коллектором 3, вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной 4 с горизонтальными стволами 5, 6 (фиг. 1). Стволы 5, 6 также могут быть наклонно-направленными (восходящими, нисходящими).

Определяют приток к каждому горизонтальному стволу 5, 6 (открытому или вторично вскрытому). Согласно исследованиям дебит нефти стволов отличается более чем на 20%. В каждый ствол 5, 6 спускают на отдельных трубах 7 насосы 8-12. Расчеты показали, что если удельный дебит нефти вдоль горизонтального ствола отличается менее чем на 20%, то это не оказывает существенного влияния на нефтеотдачу и пласт можно считать относительно однородным. В этом случае спускают один насос и эксплуатацию осуществляют по обычной технологии.

Насосы 8-12 могут быть как электроцентробежными, винтовыми, так и штангово-глубинными.

Если расстояние горизонтального ствола 300 м и менее, то насосы в нем размещают параллельно на отдельных трубах (например, в ствол 6 длиной 300 м спускают два насоса 11, 12), а если более 300 м - то последовательно на одной колонне труб. Например, в ствол 5 длиной 450 м спускают три насоса 8, 9, 10. Также насосы в одном стволе 8-10 и 11-12 размещают не ближе 30 м друг от друга. Расчеты показали, что при длине горизонтального ствола более 300 м, спуск и размещение насосов параллельно на отдельных трубах экономически не рентабельны. При размещении насосов ближе 30 м друг от друга их эффективность практически не отличается от размещения на этом же участке одного насоса.

При условном разделении горизонтального ствола скважины на три равных участка в центральный участок спускают насосы 9 с производительностью, превышающей в 2-10 раз производительность насосов 10 на участке в конце горизонтального ствола 5 и/или 6. Под производительностью насоса понимают его теоретическую подачу в м³/сут. Исследования большинства скважин с горизонтальными стволами показали, что приток нефти из центральной части ствола значительно ниже либо вообще отсутствует, по сравнению с притоком из начала и конца ствола. Поэтому производительность насосов в центральной части ствола должна быть выше. Расчеты показали, что при параллельном размещении насосов 11 и 12, отличие в их производительности менее чем в два раза практически не приводит к повышению нефтеотдачи и достаточно эффективной работе центральной части ствола. При этом отличие в производительности более чем в 10 раз приводит к тому, что высокая депрессия в центральной части ствола снижает пластовое давление в призабойной зоне пласта ниже давления насыщения нефти газом, что, в свою очередь, негативно сказывается на добыче нефти, и нефтеотдача оказывается ниже. При последовательном размещении насосов 8-10 их производительность Q должна соответствовать условию Q₈>Q₉>Q₁₀. Поэтому, если производительность насоса 9 в центральной части должна быть выше в 2-10 раз по сравнению с производительностью насоса 10, то для осуществления перекачки продукции скважин и отбора продукции из участка начала ствола производительность насоса 8 должна быть выше, чем насоса 9.

При расстоянии между насосами в стволе менее 200 м их разделяют пакерами. Исследования показали, что при расстоянии между насосами более 200 м нефтеотдача с разделением насосов пакерами и без разделения практически не отличается.

Между стволами 5 и 6 скважины 4 устанавливают пакер 14 для предотвращения перетекания жидкости из одного ствола в другой.

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

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

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

Пример конкретного выполнения способа

Участок нефтяной залежи с продуктивными пластами 1 и 2 (фиг.1), представленными карбонатным типом коллектора, чисто нефтяной зоной и разделенный не коллектором 3 вскрыт многозабойной горизонтальной скважиной 4 с открытыми горизонтальными стволами 5, 6 (фиг.1). Пласты 1 и 2 залегают соответственно на глубине 910 м и 870 м, эффективная нефтенасыщенная толщина пласта 1 составляет 10 м, пласта 2-12 м. Длины горизонтальных стволов 5 и 6 составляют соответственно 450 м и 300 м. Диаметр обсадной колонны скважины составляет 168 мм.

В ходе отработки скважины определяют приток к каждому горизонтальному стволу 5 и 6. Дебит нефти 5 ствола составил 12,2 т/сут, дебит нефти 6 ствола - 14,5 т/сут, т.е. отличие дебита нефти - 20%.

В каждый ствол 5, 6 спускают на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 7 диаметром 60 мм насосы 8-12. Причем расстояние между насосами 8-9 и 9-10 в стволе 5 составляет 200 м, пакеры между насосами не устанавливают. Так как расстояние горизонтального ствола 5 составляет 450 м, то насосы 8, 9 и 10 в нем размещают последовательно на одной НКТ 7. Расстояние между насосами 11-12 в стволе 6 составляет 100 м, между насосами устанавливают водонабухающий пакер 13. Т.к. расстояние горизонтального ствола 6 составляет 300 м, то насосы 11 и 12 в нем размещают параллельно на отдельных НКТ 7.

При условном разделении горизонтального ствола 5 скважины 4 на три равных участка в центральном участке размещают насос 9 с теоретической подачей жидкости Q₉=45,7 м³/сут (марка насоса 2СП-57/24). Тогда теоретическая подача размещаемого на участке в конце ствола 5 насоса 10 составляет Q₁₀=21,6 м³/сут (марка насоса 2СП-57/45), а размещаемого на участке в начале ствола 5 насоса 8 - Q₈=65,6 м³/сут (марка насоса 2СП-70/32). Насосы марки 2СП являются штанговыми дифференциальными.

В горизонтальном стволе 6, при условном его разделении на три равных участка, на участке в конце ствола 6 размещают насос 12 с теоретической подачей жидкости Q₁₂=25,0 м³/сут (марка насоса ЭЦН-25). На оставшихся двух участках размещают один единственный насос 11 в центре с теоретической подачей жидкости Q₁₁=50,0 м³/сут. (марка насоса ЭЦН-50). Насосы марки ЭЦН являются электроцентробежными.

Между стволами 5 и 6 скважины 4 устанавливают пакер 14 для предотвращения перетекания жидкости из одного ствола в другой.

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

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пластов.

В результате при разработке, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной многозабойной горизонтальной скважины 208,5 тыс.т нефти за 29 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка пласта составил 0,339. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 176,5 тыс.т. нефти за 36 лет разработки, КИН составил 0,287. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,052.

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

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