Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ СКВАЖИНАМИ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти скважинами с горизонтальным окончанием.

Известен способ эксплуатации скважин, включающий оборудование скважины снизу вверх колонной насосно-компрессорных труб с пакером на конце, глубинным насосом, коммутатором, двумя концентрично расположенными наружной и внутренней колоннами насосно-компрессорных труб. Разделяют скважину пакером над продуктивным пластом. Подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубка в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины и наружной колонной насосно-компрессорных труб. Создают и поддерживают в верхней части скважины давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну. Организуют разделение в верхней части скважины пластовой продукции на нефть и воду. Регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубком с отверстиями. Направляют нефть в нефтяную линию. Подают воду через коммутатор во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и по трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и наружной колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб с пакером в пласт над пакером внутрискважинной перекачкой воды (патент РФ 2490436, кл. E21B 43/12, E21B 43/38, опубл. 20.08.2013).

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, кл. E21B 43/14, опубл. 27.07.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность применения данных конструкций и недостаточно эффективное разделение нефти и воды в стволе скважины, что приводит к низкой эффективности системы заводнения и невысокой нефтеотдаче залежи.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием, включающем выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта вдоль горизонтального ствола добывающей скважины, спуск колонны труб с фильтром, разделение горизонтального ствола скважины на секции пакерами, разделение продукции в скважине, одновременный отбор продукции и закачку воды, согласно изобретению, участки пласта выделяют по проницаемости при их отличии друг от друга в более чем два раза, в горизонтальном стволе в местах границ участков размещают водонабухающие пакера, внутреннюю часть фильтра выполняют с разделением сплошной горизонтальной перегородкой, идущей вдоль всего фильтра, на две части - верхнюю и нижнюю, причем перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью отверстий не менее 50 отв./м, а ее горизонтальное положение контролируют датчиками, установленными в начале и в конце фильтра, верхнюю часть стенки фильтра выполняют перфорированной, а нижнюю - сплошной, в жидкости, попадающей из ствола скважины через верхнюю часть фильтра, в процессе движения в фильтре, снижается доля воды, которая через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия проходит в нижнюю часть фильтра, до перфорационных отверстий фильтра устанавливают пакер, отсекая межтрубное пространство скважины, где нижняя часть фильтра имеет отверстия для ухода воды в межтрубное пространство, из которого вода с помощью насоса закачивается в другой пласт, причем нижняя часть фильтра не имеет сообщаемости с колонной труб, на которых спускается фильтр, а верхняя часть - имеет сообщаемость с ней, жидкость с меньшей долей воды из верхней части фильтра, попадая в колонну труб, поднимается насосом на поверхность.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой скважинами с горизонтальным окончанием, существенное влияние оказывает система поддержания пластового давления заводнением. Одним из путей ее повышения является использование добывающих скважин для одновременной добычи жидкости по одному пласту и закачки воды по другому пласту. При этом никаких водоводов к скважине не подводят, а используют разделение в скважине отбираемой жидкости на нефть и воду. Воду используют в целях закачки в этой же скважине в верхний или нижний пласт. Таким образом, повышают эффективность системы заводнения залежи, состоящей по меньшей мере из двух продуктивных пластов. При отсутствии заводнения на залеже данный способ используют для утилизации воды. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данные задачи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением горизонтального ствола скважины с фильтром и закачкой воды в нижний пласт. На фиг.2 приведено схематическое изображение разреза участка нефтяной залежи перпендикулярно горизонтальному стволу скважины. На фиг.3 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с размещением горизонтального ствола скважины с фильтром и закачкой воды в верхний пласт. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, откуда отбирается жидкость, 2 - добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - колонна труб, 5 - фильтр, 6 - водонабухающие пакеры, 7 -перегородка в фильтре 5, 8 - верхняя часть фильтра, 9 - нижняя часть фильтра, 10 - пакер у начала горизонтального ствола 3, 11 - межтрубное пространство, 12 - хвостовик, 13 - цементное кольцо, 14 - обсадная колонна, 15 - перфорационные отверстия в нижней части 9 фильтра 5, 16 - датчики горизонтального положения перегородки 7, 17 - насос для закачки воды в другой пласт, 18 - верхний или нижний пласт для закачки воды, 19 - не коллектор, 20 - пакер между пластами, 21 - насос для подъема продукции скважины на поверхность, I, II, III - участки продуктивного пласта с различной проницаемостью.

Способ реализуют следующим образом.

Участок продуктивного пласта 1 (фиг.1) нефтяной залежи, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора, вскрыт скважиной 2 с горизонтальным стволом 3.

По гидродинамическим исследованиям определяют проницаемость пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3. В результате исследований выявили три участка (I, II, III), отличающиеся по проницаемости более чем в два раза. Исследования показали, что при таком отличие в проницаемости, разработка горизонтальных скважин без пакеров значительно снижает нефтеотдачу. Пакера обеспечивают снижение доли воды в потоке.

В горизонтальный ствол 3 спускают на колонне труб 4 фильтр 5 с водонабухающими пакерами 6. Пакеры 6 размещают в местах границ выделяемых участков I, II, III.

Фильтр 5 имеет следующую конструкцию (фиг.1, 2, 3): внутренняя часть фильтра разделена сплошной горизонтальной перегородкой 7, идущей вдоль всего фильтра, на две части - верхнюю 8 и нижнюю 9, причем перегородка имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Данные крайние значения были выявлены исследованиями, которые показали, что в абсолютном большинстве случаев депрессия в горизонтальных стволах позволяет воде проникать через гидрофильную перегородку 7 с капиллярными отверстиями при таких ее параметрах. При этом нефть не проникает через гидрофильную поверхность с капиллярными отверстиями. Верхняя часть 8 стенок фильтра 5 имеет перфорационные отверстия, а нижняя 9 - сплошная, без отверстий. У начала горизонтального ствола 3, до перфорационных отверстий фильтра 5, устанавливают пакер 10, отсекая межтрубное пространство 11 скважины 2. Причем от места зарезки ствола 3 до пакера 10 устанавливают хвостовик 12, который заливают цементным кольцом 13, как и обсадную колонну 14. До пакера 10 в хвостовике 12 верхняя часть 8 фильтра 5 не имеет перфорационных отверстий, в этой области перфорационные отверстия 15 имеются только в нижней части 9 фильтра 5. Нижняя часть 9 фильтра 5 не имеет сообщаемости с колонной труб 4, а верхняя часть - имеет сообщаемость с ней.

Горизонтальное положение перегородки 7 контролируют датчиками 16, установленными в начале и в конце фильтра 5. Следует отметить, что в данном случае под горизонтальным положением перегородки 7 следует понимать ее горизонтальность относительно простирания ствола 3 в пласте 1. К примеру, в области, где ствол 3 входит в пласт 1, ствол не лежит в горизонтальной плоскости. Аналогично с пластами, залегающими под углом к горизонту.

Процесс движения жидкости в скважине 2 следующий: в жидкости, попадающей из ствола 3 через верхнюю часть 8 фильтра 5, в процессе движения в фильтре 5, снижается доля воды, которая через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия перегородки 7 проходит в нижнюю часть 9 фильтра 5. Из нижней части 9 вода попадает через отверстия 15 в межтрубное пространство 11 и затем в основной вертикальный или наклонно-направленный ствол скважины 2, из которого вода с помощью насоса 17 закачивается в нижний (фиг.1) или верхний (фиг.3) пласт 18, разделенный не коллектором 19. Следует отметить, что закачку в другой пласт необходимо проводить в пластах с совместимостью пластовых вод во избежание выпадения солей, либо добавлять реагенты с поверхности через затрубное пространство. Для предотвращения перетоков между пластами 1 и 18, устанавливают пакер 20, Жидкость с меньшей долей воды из верхней части 8 фильтра 5 попадая в колонну труб 4, поднимается насосом 21 на поверхность.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.

Пример конкретного выполнения способа

Участок продуктивного пласта 1 (фиг.1) нефтяной залежи, представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, залегающий на глубине 1050 м и толщиной продуктивного пласта h=15 м, вскрыт скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Диаметр обсадной колонны в вертикальной части скважины составляет 146 мм.

По гидродинамическим исследованиям определяют проницаемость пласта 1 вдоль горизонтального ствола 3. В результате исследований выявили три участка (I, II, III), отличающиеся по проницаемости k более чем в два раза: k_I=60 мД, k_II=150 м, k_III=380 мД. В горизонтальный ствол 3 спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 4 диаметром 73 мм фильтр 5 таким же диаметром с двумя водонабухающими пакерами 6. Пакеры 6 размещают в местах границ выделяемых участков I, II, III.

Фильтр 5 имеет следующую конструкцию (фиг.1, 2, 3): внутренняя часть фильтра разделена сплошной горизонтальной перегородкой 7, идущей вдоль всего фильтра, на две части - верхнюю 8 и нижнюю 9. Перегородка 7 имеет следующие размеры: ширина равна диаметру фильтра - 73 мм, толщина 4,5 мм, длина равна длине фильтра, т.е. 290 м. Перегородка 7 также имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности 99,0%, капиллярными отверстиями диаметром 2 мм и плотностью перфорации 50 отв./м. Гидрофильную поверхность получают разведением состава фирмы «Кварц» марки К1-3ФС в краске на водной основе, нанесением его на фильтр с капиллярными отверстиями и последующим высыханием. Данные значения степени гидрофильности и капиллярных отверстий позволяют воде проникать через гидрофильную перегородку 7 при депрессии 2 МПа и соответствующим дебитом жидкости 45 м³/сут. Верхняя часть 8 стенок фильтра 5 имеет перфорационные отверстия, а нижняя 9 - сплошная, без отверстий. У начала горизонтального ствола 3, до перфорационных отверстий фильтра 5, устанавливают пакер 10, отсекая межтрубное пространство 11 скважины 2. Причем от места зарезки ствола 3 до пакера 10 устанавливают хвостовик 12 длиной 10 м и диаметром 112 мм, который заливают цементом 13, как и обсадную колонну 14. До пакера 10 в хвостовике 12 верхняя часть 8 фильтра 5 не имеет перфорационных отверстий, в этой области перфорационные отверстия 15 имеются только в нижней части 9 фильтра 5. Нижняя часть 9 фильтра 5 не имеет сообщаемости с колонной труб 4, а верхняя часть - имеет сообщаемость с ней.

Горизонтальное положение перегородки 7 контролируют датчиками уровня 16, установленными в начале и в конце фильтра 5.

Процесс движения жидкости в скважине 2 следующий: в жидкости дебитом 45,0 м³/сут и обводненностью 73% (данные замеры были получены до спуска фильтра с гидрофильной перегородкой), попадающей из ствола 3 через верхнюю часть 8 фильтра 5, в процессе движения в фильтре 5, снижается доля воды до 50%. Дебит жидкости, попадающий в колонну НКТ 4 составляет 24 м³/сут. Происходит это в связи с тем, что часть воды через гидрофильную поверхность и капиллярные отверстия перегородки 7 проходит в нижнюю часть 9 фильтра 5. Из нижней части 9 вода дебитом 21 м³/сут попадает через отверстия 15 в межтрубное пространство 11 и затем в основной вертикальный ствол скважины 2, из которого данная вода соответственно с расходом 21 м³/сут с помощью насоса 17 закачивается в нижний пласт. Таким образом, на поверхность поднимается жидкость с дебитом 24 м³/сут, а закачивается в нижний пласт вода с расходом 21 м³/сут. Для предотвращения перетоков между пластами 1 и 18, устанавливают пакер 20. Жидкость с меньшей долей воды из верхней части 8 фильтра 5 попадая в колонну труб 4, поднимается насосом 21 на поверхность.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах. Таким образом, в целом по залежи разработку верхнего пласта осуществляют горизонтальными стволами добывающих скважин, вертикальные стволы которых также используют для закачки в нижний пласт (фиг.1), а разработку нижнего пласта осуществляют горизонтальными стволами добывающих скважин, вертикальные стволы которых также используют для закачки в верхний пласт (фиг.2).

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

В результате за время разработки залежи, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, с одного элемента, включающего по одной добывающей и соответственно этой же нагнетательной скважине на каждом пласте, добыто 311,5 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти участка пласта (КИМ) составил 0,335. По прототипу при прочих равных условиях добыто 274,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,295. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,040.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.