Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины.

Известен способ эксплуатации горизонтальной скважины (патент RU №2335621, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.10.2008 г. бюл №28), включающий закачку через безмуфтовую трубу колтюбинга в скважину технологического раствора, освоение скважины и ее эксплуатацию, причем в обсаженной вертикальной части скважины размещают колонну насосно-компрессорных труб, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, конец трубы колтюбинга размещают в конце необсаженного горизонтального ствола, циркуляцией закачивают в горизонтальный ствол скважины через безмуфтовую трубу колтюбинга высоковязкий гидрофильный раствор в объеме 0,1-0,3 длины горизонтального ствола скважины, а затем - технологический раствор в объеме горизонтального ствола, находящегося в продуктивном пласте, при этом при закачке технологического раствора поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга со скоростью заполнения горизонтального ствола скважины технологическим раствором, проводят технологическую выдержку для реагирования технологического раствора, осваивают скважину, а последующую эксплуатацию в первые 10-15 сут ведут при минимальных нагрузках на скважину.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, недостаточно высокая эффективность проведения водоизоляционных работ (ВИР), проводимых через ствол горизонтальной скважины. Это связано с тем, что ствол горизонтальной скважины пробурен вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода из нижележащего водоносного пласта легко фильтруется по напластованию пород вдоль тонкого слоя высоковязкого гидрофильного раствора, в качестве которого используют раствор полиакриламида и прорывается в ствол горизонтальной добывающей скважины;

- во-вторых, снижение коллекторских свойств пласта, что связано с негативным воздействием химических реагентов вследствие закачки в горизонтальный ствол скважины сначала высоковязкого гидрофильного раствора, а затем технологического раствора;

- в третьих, эксплуатацию скважины в первые 10-15 сут ведут при минимальных нагрузках на скважину, а при дальнейшем увеличении нагрузки (депрессии) на горизонтальную скважину произойдет прорыв воды в ствол горизонтальной скважины из нижележащего водопроявляющего пласта, а это не позволит в полной мере обеспечить выработку запасов нефти из продуктивного пласта.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации горизонтальной скважины (патент RU №2447265, МПК Е21В 43/00, опубл. 10.04.2012 г. бюл №10), включающий эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции, спуск в горизонтальную скважину колонны труб, закачку изолирующего материала в интервал водопритока пласта, при этом после спуска колонны труб в горизонтальную часть скважины заполняют затрубное пространство цементным раствором, проводят продавку цементного раствора в околоскважинную зону через колонну труб, прекращают продавку при выравнивании давлений в колонне труб и затрубье, проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения цемента, очищают колонну труб от остатков цемента, проводят технологическую выдержку не менее 3 месяцев с периодическим исследованием околоскважинного пространства импульсным генератором нейтронов, прекращают технологическую выдержку после стабилизации показаний импульсного генератора нейтронов, по показаниям импульсного генератора нейтронов определяют нефтенасыщенные интервалы горизонтального ствола, перфорируют нефтенасыщенные интервалы от дальнего конца горизонтального ствола к устью, ведут отбор нефти до обводнения интервала, проводят изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность проведения ВИР, проводимых через ствол горизонтальной скважины. Это связано с тем, что ствол горизонтальной скважины пробурен вдоль напластования пород, а проницаемость пород вдоль напластования значительно выше, чем в поперечном направлении, поэтому пластовая вода из нижележащего водоносного пласта легко фильтруется по напластованию пород вдоль экрана из цементного раствора, разрушая его, и прорывается в ствол горизонтальной добывающей скважины, при этом возникает необходимость проведения повторных ВИР, что не гарантирует качественное отключение обводненного интервала горизонтальной скважины;

- во-вторых, снижение коллекторских свойств пласта, что связано с негативным воздействием химических реагентов вследствие закачки и продавки цементного раствора в продуктивный пласт, так как технологический процесс изоляционных работ реализуют через ствол горизонтальной скважины;

- в третьих, данный способ реализуем только при малом значении депрессии, которая не позволяет в полной мере обеспечить выработку запасов нефти из продуктивного пласта, так как при увеличении депрессии на продуктивный пласт произойдет разрушение слоя изоляционного материала и прорыв воды в ствол горизонтальной скважины из нижележащего водопроявляющего пласта;

- в-четвертых, высокая продолжительность реализации способа, связанная с тем, что после закачки и продавки цементного раствора в продуктивный пласт проводят технологическую выдержку не менее 3 месяцев с периодическим исследованием горизонтальной скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности ВИР и снижение негативного воздействия химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны добывающей скважины, а также обеспечение полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины создаваемой депрессии на продуктивный пласт в процессе эксплуатации горизонтальной скважины и сокращение продолжительности реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом эксплуатации горизонтальной скважины, включающим эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции, спуск в горизонтальную скважину колонны труб, закачку по колонне труб изолирующего материала в интервал водопритока продуктивного пласта, отбор нефти до обводнения горизонтальной скважины.

Новым является то, что из горизонтальной скважины под основным стволом вдоль границы водонефтяного контакта бурят дополнительный ствол, причем забой дополнительного ствола бурят на 50 м длиннее забоя основного ствола горизонтальной скважины, затем с устья спускают в скважину колонну гибких труб - ГТ, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем и фильтром, отверстия которого герметично перекрыты изнутри полой втулкой, зафиксированной срезным винтом, до интервала зарезки дополнительного ствола, закачивают технологическую жидкость в колонну ГТ, создавая избыточное давление в гидравлическом отклонителе, одновременно перемещают колонну ГТ вниз до попадания гидравлическим отклонителем в дополнительный ствол, доспускают колонну ГТ до забоя дополнительного ствола, затем на устье скважины в колонну ГТ устанавливают продавочную пробку, создают избыточное давление в колонне ГТ выше продавочной пробки, под действием которого технологическая жидкость проталкивает продавочную пробку до разрушения срезного винта и перемещения полой втулки до упора в торец гидравлического отклонителя, при этом открываются отверстия фильтра, затем по колонне ГТ производят закачку изолирующего материла, в качестве которого используют микроцементный раствор, производят продавку микроцементого раствора в дополнительный ствол и его призабойную зону, при этом одновременно поднимают колонну ГТ для заполнения дополнительного ствола скважины микроцементным раствором, прекращают продавку микроцементного раствора при подъеме давления в колонне ГТ до допустимого значения, извлекают колонну ГТ из скважины и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения микроцементного раствора, отсекают дополнительный ствол от основного ствола горизонтальной скважины установкой глухого пакера в интервале зарезки на входе в боковой ствол, спускают в основной ствол горизонтальной скважины насос на технологической колонне труб и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию, в случае обводнения добываемой продукции извлекают из скважины технологическую колонну труб с насосом, производят геофизические исследования и определяют обводняющий интервал горизонтальной скважины, после чего изолируют обводняющий интервал основного ствола горизонтальной скважины известным технологическим оборудованием, которое спускают в горизонтальную скважину перед спуском насоса на технологической колонне труб в скважину или совместно с ним.

На фиг. 1, 2 и 3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ эксплуатации горизонтальной скважины.

Способ эксплуатации горизонтальной скважины 1 (см. фиг. 1) включает эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции, отбираемой через основной ствол 2 горизонтальной скважины 1 из продуктивного пласта 3. После чего извлекают насосное оборудование (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) из горизонтальной скважины 1 с основным стволом 2, например, обсаженного и закрепленного обсадной колонной диаметром 168 мм с толщиной стенки 9 мм и перфорированной отверстиями 2′. Из горизонтальной скважины 1 под основным стволом 2 вдоль границы водонефтяного контакта бурят дополнительный ствол 4. Например, дополнительный ствол 4 бурят диаметром 102 мм, а забуривание дополнительного ствола 4 из горизонтальной скважины 1 осуществляют с помощью клинового отклонителя, описанного в патенте RU №2484231 «Клиновой отклонитель для забуривания боковых стволов из скважины», МПК Е21В 7/08, опубл. 10.06.2013 г. Расстояние между забоем 5 дополнительного ствола 4 и забоем 6 основного ствола 2 горизонтальной скважины 1 составляет 50 м. Например, забой 6 основного ствола 2 горизонтальной скважины 1 пробурили на 910 м. Тогда забой 6 основного ствола 2 горизонтальной скважины 1 выполняют длиннее на 50 м, что составляет: 910 м+50 м=960 м. В скважину 1 спускают колонну труб, в качестве которой применяют колонну гибких труб - ГТ 7, которую оснащают гидравлическим отклонителем 8 (см. фиг. 1 и 2), фильтром 9, отверстия 10 которого герметично перекрыты изнутри полой втулкой 11, зафиксированной срезным винтом 12.

В качестве гидравлического отклонителя 8 применяют описанный в патенте RU №2318112 «Гидравлический скважинный отклоняющий узел», МПК Е21В 23/00, опубл. 27.02.2008 г. или в патенте RU №2318111 «Гидравлический скважинный отклоняющий узел», МПК Е21В 23/00, опубл. 27.02.2008 г.

Спускают колонну ГТ до интервала зарезки 13 (см. фиг. 4) дополнительного ствола 4, закачкой технологической жидкости в колонну ГТ 7 создают избыточное давление в гидравлическом отклонителе 8 и одновременным перемещением колонны ГТ 7 вниз попадают гидравлическим отклонителем 8 в дополнительный ствол 4.

Доспускают колонну ГТ 7 до забоя 5 дополнительного ствола 4.

Затем на устье скважины в колонну ГТ 7 устанавливают продавочную пробку 14, создают избыточное давление в колонне ГТ 7 выше продавочной пробки 14 под действием избыточного давления технологической жидкости в колонне ГТ 7 проталкивают продавочную пробку 14 до разрушения срезного винта 12 и перемещения полой втулки 11 до упора в торец гидравлического отклонителя 8 (см. фиг. 3).

В результате открываются отверстия 10 фильтра 9.

По колонне ГТ 7 производят закачку изолирующего материла, в качестве которого используют микроцементный раствор следующего состава, мас.ч.:

Производят продавку микроцементого раствора в дополнительный ствол 4 и его призабойную зону 15 горизонтальной скважины 1, при этом одновременно поднимают колонну ГТ 7 для заполнения дополнительного ствола 4 микроцементным раствором, например, со скоростью перемещения колонны ГТ 7, равной 0, 3 м/мин.

Прекращают продавку микроцемента при подъеме давления в колонне ГТ 7 до достижения допустимого значения, например до достижения в колонне ГТ 7 максимального допустимого значения давления на продуктивный пласт 3.

Извлекают колонну ГТ из скважины 1 и проводят технологическую выдержку для схватывания и твердения микроцементного раствора, отсекают дополнительный ствол 4 от основного ствола 2 горизонтальной скважины 1 установкой глухого пакера 15′ в интервале зарезки 13 на входе в боковой ствол 4. Глухой пакер 15′ позволяет исключить перетоки жидкости из бокового ствола 4 в основной ствол 2 горизонтальной скважины 1.

Проведение ВИР через дополнительный ствол 4, а не через основной ствол 2 горизонтальной скважины 1, как описано в прототипе, гарантирует качественное проведение ВИР. Кроме того, применение микроцементного раствора, в отличие от цементного раствора, позволяет произвести более качественную изоляцию водопритока за счет приближения проникающей способности в поровые каналы и трещины пласта к проникающей способности истинных растворов. Более того, сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта 3, что связано с исключением негативного воздействия химических реагентов вследствие закачки и продавки микроцементного раствора не через основной ствол 2, а через дополнительный ствол 4 горизонтальной скважины 1.

Также проведение ВИР через дополнительный ствол 4, пробуренный из горизонтальной скважины 1, создает непроницаемый экран из микроцемента ниже продуктивного пласта на границе ВНК, что позволяет кратно увеличить депрессию, создаваемую в основном стволе 2 горизонтальной скважины 1 на продуктивный пласт 3, что в свою очередь в полной мере позволяет обеспечить выработку запасов нефти из продуктивного пласта 3.

Сокращается продолжительность реализации способа, так как после проведения ВИР исключается технологическая выдержка горизонтальной скважины 1 на срок не менее 3 месяцев с периодическим исследованием горизонтальной скважины 1, как описано в прототипе.

Спускают в основной ствол горизонтальной скважины насос 16 на технологической колонне труб 17. Запускают горизонтальную скважину 1 в эксплуатацию, в случае обводнения добываемой продукции извлекают из горизонтальной скважины 1 технологическую колонну труб 17 с насосом 16. Производят геофизические исследования, например, с применением геофизического комплекса АГАТ-42 (ООО «ТНГ-Групп» г. Бугульма, РТ, Россия), спускаемого на кабеле (на фиг. 1, 2, 3 и 4 не показано) и определяют обводняющий интервал 18 горизонтальной скважины 1 (см. фиг. 4) притока воды в основной ствол 2 горизонтальной скважины 1. Например, обводняющим интервалом 18 (см. фиг. 3) притока воды в основной ствол 2 горизонтальной скважины 1 является интервал 630-650 м. После чего изолируют обводняющий интервал основного ствола 2 горизонтальной скважины 1 известным технологическим оборудованием, которое спускают в горизонтальную скважину перед спуском в горизонтальную скважину 1 насоса 16 на технологической колонне труб 17 или совместно с ним. Например, перед спуском в горизонтальную скважину 1 насоса 16 на технологической колонне труб 17 (см. фиг. 4) спускают профильный перекрыватель (на фиг. 1, 2, 3 и 4 не показан), например, согласно патенту RU №2339786, МПК Е21В 29/10 от 27.11.2008 г. «Способ установки профильного перекрывателя в скважине».

С помощью профильного перекрывателя изолируют обводняющий интервал 18 (см. фиг. 4) обсадной колонны основного ствола 2 горизонтальной скважины 1. Далее в горизонтальную скважину 1 спускают насос 16 на технологической колонне труб 17 и запускают ее в эксплуатацию.

Или, например, оснащают технологическую колонну труб 17 с насосом 16 (см. фиг. 4) снизу хвостовиком 19 с пакерами 20 и 21, позволяющими изолировать обводняющий интервал 18 обсадной колонны основного ствола 2 горизонтальной скважины 1, причем хвостовик перед пакером 20 оснащают фильтром 22.

В качестве пакеров применяют известные пакеры, например, набухающие при контакте с водой. Спускают вышеописанное оборудование в скважину, производят посадку пакеров 20 и 21, например, в интервалах 625 м и 655 м, которые соответственно надежно изолируют обводняющий интервал 18 (630-650 м) обсадной колонны основного ствола 2 горизонтальной скважины 1.

Далее горизонтальную скважину 1 запускают в эксплуатацию, причем отбор нефти насосом 16 по технологической колонне труб 17 производится одновременно с двух интервалов: первый - из «носка» горизонтальный скважины 1 через конец хвостовика 19 на прием насоса 16, и второй - из «пятки» горизонтальной скважины 1 через фильтр 22 хвостовика 19 на прием насоса 16.

Также исключаются повторные ВИР в обводняющем интервале 18 обсадной колонны основного ствола 2 горизонтальной скважины 1, так как этот интервал надежно отключается технологическим оборудованием.

Предлагаемый способ эксплуатации горизонтальной скважины позволяет:

- повысить качество ВИР;

- снизить негативное воздействие химических реагентов на коллекторские свойства призабойной зоны горизонтальной скважины и исключить тем самым снижение продуктивности эксплуатируемого пласта;

- обеспечить полную выработку запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины создаваемой депрессии на продуктивный пласт в процессе эксплуатации горизонтальной скважины;

- сократить продолжительность реализации способа.