Результат интеллектуальной деятельности: Скважина для разработки нефтяного пласта

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.