Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа, образующегося при разработке и эксплуатации нефтяных или газоконденсатных месторождений, для поддержания пластового давления.

Известен способ разработки залежи углеводородного сырья (Пат. РФ №2416023, заявл. 29.10.2009, опубл. 10.04.2011). По способу закачивают попутный газ через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий остаточные нефть и/или газ, и/или пластовую воду, или пласт, расположенный ниже продуктивного пласта. Поддерживают начальное давление закачки попутного газа не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте. Регистрируют изменение объемов и давления закачиваемого попутного газа. После стабилизации режимов закачки делают вывод о влиянии закачки попутного газа на продуктивный пласт.

Целью известного способа является размещение и временное хранение в пределах разрабатываемого месторождения значительных объемов попутного газа. При этом повышение давления в продуктивном пласте носит второстепенный характер.

Известна также технология закачки газа в газовую «шапку», находящуюся выше газонефтяного контакта (ГНК), целью которой является сохранение упругой энергии (давления) пласта независимо от количества отобранной продукции (Пат. РФ №2449115, «Способ разработки газоконденсатной залежи». Заявл. 29.04.2010, опубл. 22.04.2012).

Способ содержит вторичное вскрытие двух интервалов скважины: верхний - напротив газовой «шапки» и нижний - напротив части пласта насыщенной газовым конденсатом, спуск в скважину насосно-компрессорной трубы (НКТ), изоляцию пакером газовой «шапки» и отбор продукции из обоих интервалов в режиме истощения пластовой энергии.

Недостатком известного способа является необходимость доведения эксплуатируемого пласта до режима истощения, что приемлемо для газоконденсатной залежи, поскольку интенсифицирует процесс гидратообразования, но не приемлемо для нефтяной залежи, поскольку снижает ее газовый фактор, что соответственно приводит к увеличению вязкости нефти и падению продуктивности пласта. Кроме того, в способе используют не попутный газ, а специально подведенный через систему трубопроводов сухой углеводородный газ, что сопряжено с дополнительными трудозатратами из-за дороговизны процесса консервации запасов сухого газа.

Задача заявляемого изобретения заключается в снижении трудозатрат осуществления технологии закачки попутного газа в нефтяные скважины для поддержания пластового давления при эксплуатации углеводородных залежей и, соответственно, повышения их продуктивности. При этом упрощается задача утилизации попутного газа.

Указанная задача решается тем, что в способе разработки углеводородных месторождений, содержащем вторичное вскрытие двух интервалов скважины: верхний - напротив газонасыщенной части продуктивного пласта (газовой «шапки») и нижний - напротив нефтенасыщенной части пласта, спуск в скважину насосно-компрессорной трубы (НКТ), изоляцию пакером газовой «шапки», закачку газа в газонасыщенную часть продуктивного пласта и отбор продукции с помощью скважинного насоса, вторичное вскрытие напротив газонасыщенной части пласта обеспечивают созданием радиально направленных в глубь пласта дренажных каналов, затем спускают в скважину две коаксиально установленные насосно-компрессорные трубы (НКТ) разного диаметра, при этом НКТ меньшего диаметра спускают на уровень нефтенасыщенной части пласта и оснащают скважинным насосом, соединенным выкидной линией с наземным сепаратором для отделения попутного газа, а НКТ большего диаметра спускают на уровень газонасыщенной части пласта и соединяют с нагнетательной линией попутного отсепарированного газа из наземного газокомпрессора.

На прилагаемой фигуре показана схема установки оборудования для добычи нефтепродуктов, установленного в скважине, и наземного оборудования для отделения попутного газа от нефти.

Оборудование для реализации способа содержит: обсадную колонну 1, с двумя пакерами 2 и 3, отделяющие газонасыщенную часть 4 пласта и нефтенасыщенную часть 5 пласта, при этом в газонасыщенной части 4 и в обсадной колонне 1 вырезаны радиально направленные дренажные каналы 6 большой протяженности в глубь пласта, не менее 1 м, а напротив нефтенасыщенной части 5 пласта произведена перфорация 7 обсадной колонны. В обсадную колонну 1 спущены две коаксиально установленные НКТ разного диаметра, при этом НКТ 8 меньшего диаметра установлена на уровне нефтенасыщенной части 5 пласта, оснащена скважинным насосом 9 и соединена выкидной линией 11 с наземным сепаратором 12 для отделения попутного газа из нефти. НКТ 10 большего диаметра спущена на уровень газонасыщенной части 4 пласта и соединена с нагнетательной линией 13 отсепарированного попутного газа из наземного газокомпрессора 14. Станок качалка 15 приводит в движение шток 16 скважинного насоса 9. Поз.17 - линия ГНК. Поз.18 - путь движения отсепарированного газа в НКТ 10 и в дренажных каналах 6 газонасыщенной части пласта. Поз.19 - путь отвода разгазированной нефти. Поз.20 - выкидная линия газированной нефти.

Заявленный способ реализуется с помощью указанного оборудования.

В обсадной колонне 1, используя перфоратор с повышенным выходом режущего инструмента, например, представленный в патенте РФ 80499 «Устройство для радиального бурения обсаженных скважин», предназначенное для образования радиальных каналов глубиной, исчисляемой десятками метров, вырезают горизонтальные дренажные каналы 6 вглубь газонасыщенной части 4 пласта, не менее 1 м, которые необходимы для свободного и глубокого проникновения нагнетаемого с поверхности газа в низкопроницаемое поровое пространство над ГНК 17.

Осуществляют перфорацию 7 обсадной колонны 1 напротив нефтенасыщенной части 5 пласта любым известным способом, например, с помощью сверлящего перфоратора типа ПС («Сверлящие перфораторы ПС-112-70, ПСПМ 112-70, ПСПМ 136-90: Каталог-кн / ОАО «АЗИМУТ» г. Уфа, Респ. Башкортостан, 2012, - с.2 (085.5) 622.24/В-60 «Внутрискважинное оборудование»).

Спускают в обсадную колонну оборудование для добычи нефтепродуктов, содержащее коаксиально установленные НКТ меньшего диаметра 8 и большего диаметра 10 и разделяют в обсадной колонне при помощи двух пакеров 2 и 3 газонасыщенную часть 4 пласта и нефтенасыщенную часть 5 пласта. При этом НКТ 8 меньшего диаметра устанавливают на уровне нефтенасыщенной части. 5 пласта и оснащают скважинным насосом 9, соединенным выкидной линией 11 с наземным сепаратором 12 для отделения попутного газа из нефти. НКТ 10 большего диаметра устанавливают на уровне газонасыщенной части 4 пласта и соединяют нагнетательной линией 13 отсепарированного попутного газа с наземным компрессором 14.

После оснащения скважины по указанной схеме режим эксплуатации осуществляется следующим образом.

Станок качалка 15 приводит в движение шток 16 скважинного насоса 9. За счет депрессии на нефтенасыщенную часть 5 пласта, создаваемой скважинным насосом 9, нефть под влиянием перепада давления между его пластовым уровнем, создаваемого газовой «шапкой» над ГНК и забойным давлением, начинает поступать через интервал перфорации 7 в ствол скважины и далее по НКТ 8 - на поверхность через выкидную линию 11 в наземный сепаратор 12, где происходит отделение нефти и насыщающего ее попутного газа. Отсепарированный газ далее подается в газокомпрессор 14, из которого под давлением по НКТ 10 поступает в межпакерное пространство и через углубленные дренажные каналы 6 закачивается в газонасыщенную часть 4 пласта над ГНК, поддерживая тем самым упругую энергию пласта на постоянном уровне, что способствует стабильному уровню отбора нефти из нефтенасыщенной части 5 пласта.

По мере отбора нефти из нефтенасыщенной части пласта и закачки отсепарированного газа в газонасыщенную часть пласта граница ГНК постепенно перемещается по мощности пласта от кровельной к подошвенной части и эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта постепенно уменьшается, что приводит к постепенному снижению отбора нефти. Однако, благодаря применению предлагаемого способа поддержания стабильной газоупругой энергии пласта, снижение его продуктивности не превышает 5% в год, тогда как при эксплуатации пласта в режиме истощения его газоупругой энергии темп снижения продуктивности достигает 25-30% в месяц.