Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖИ, ВСКРЫТОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной.

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, неполная выработка запасов нефти из залежи, так как эксплуатацию скважины в первые 10-15 сут. ведут при минимальных нагрузках на скважину, а при дальнейшем увеличении нагрузки (депрессии) на горизонтальную скважину. В результате происходит прорыв воды в ствол горизонтальной скважины из нижележащего водопроявляющего пласта, что не позволяет в полной мере обеспечить выработку запасов нефти из залежи;

- во-вторых, ухудшаются коллекторские свойства залежи, что связано с негативным воздействием химических реагентов вследствие закачки в горизонтальный ствол скважины сначала высоковязкого гидрофильного раствора, а затем технологического раствора;

- в третьих, низкая 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.

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 горизонтальный ствол скважины колонны труб, крепление колонны труб в горизонтальном стволе закачкой цементного раствора 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, проводят геофизические исследования и по показаниям импульсного генератора нейтронов определяют в залежи нефтенасыщенные интервалы, вскрытые горизонтальным стволом скважины, перфорируют нефтенасыщенные интервалы от дальнего конца горизонтального ствола к устью, ведут отбор нефти до обводнения нефтенасыщенного интервала, проводят изоляцию обводнившегося интервала установкой цементного моста внутри колонны труб горизонтального ствола и продолжение отбора нефти из последующего интервала.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество изоляции обводнившихся интервалов установкой цементных мостов, обусловленное их расстеканием внутри колонны труб в горизонтальном стволе скважины;

- во-вторых, низкая эффективность изоляции обводнившихся интервалов за колонной труб ввиду образования каналов заколонного перетока. Так как эксплуатация горизонтальной скважины основана на последовательной перфорации и последующей эксплуатации нефтенасыщенных интервалов с созданием депрессии на нефтенасыщенные интервалы до их обводнения, начиная от дальнего конца горизонтального ствола к устью в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов, при этом при эксплуатации каждого последующего нефтенасыщенного интервала вследствие создания депрессии на него будут образовываться каналы заколонного перетока, по которым будет поступать вода из предыдущего обводнившегося интервала;

- в-третьих, неполная выработка запасов нефти из нефтенасыщенных интервалов пласта, это обусловлено тем, что после обводнения одного интервала производят его изоляцию установкой моста, а затем вскрывают (перфорируют) другой нефтенасыщенный интервал и его эксплуатируют, при этом вода из обводнившегося интервала по каналам заколонных перетоков поступает в эксплуатируемый нефтенасыщенный интервал, обводняя его, что приводит к отбору воды, а запасы нефти остаются в нефтенасыщенном интервале.

Техническими задачами предложения являются повышение качества изоляции обводнившихся интервалов внутри колоны труб за счет установки в колонне труб разбуриваемых пакеров и повышение эффективности изоляции обводнившихся интервалов за колонной труб путем отсечения каналов заколонного перетока, образующихся при эксплуатации нефтенасыщенных интервалов установкой водонабухающего пакера, а также обеспечение полной выработки запасов нефти из каждого нефтенасыщенного интервала залежи за счет их герметичного отсечения друг от друга.

Поставленные технические задачи решаются способом увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной, включающим эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции, спуск в горизонтальный ствол колонны труб, крепление колонны труб в горизонтальном стволе скважины закачкой цементного раствора, очистку внутреннего пространства колонны труб от остатков цементного раствора, проведение геофизических исследований и определение в залежи нефтенасыщенных интервалов, вскрытых горизонтальным стволом скважины, последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов от дальнего конца горизонтального ствола к устью, отбор нефти до обводнения интервала, изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего интервала.

Новым является то, что для изоляции перфорированного обводнившегося интервала вырезают участок колонны труб в горизонтальном стволе со стороны устья относительно обводнившегося интервала, производят очистку вырезанного участка колонны труб от остатков разрушенного цементного камня, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки, водонабухающего пакера, патрубка и разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол до размещения водонабухающего пакера напротив вырезанного участка колонны труб, производят посадку разбуриваемого пакера в колонне труб и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из скважины, после чего перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал и продолжают отбор нефти до обводнения, после чего вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального участка скважины и заканчивая извлечением технологической колонны труб с посадочным инструментом из скважины.

На фиг. 1, 2 и 3 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной.

Нефтяную залежь эксплуатируют горизонтальной скважиной, например, с дебитом 12 м³/сут в течение 4 лет до 99% обводнения добываемой продукции. Останавливают добычу, поднимают из скважины глубинное оборудование (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано). Спускают в горизонтальный ствол 1 (см. фиг. 1) колонну труб 2, например летучку из труб диаметром 114 мм с толщиной стенки 7 мм по ГОСТ 633-80, и осуществляют крепление колонны труб 2 в горизонтальном стволе 1 скважины закачкой цементного раствора.

Спуск и крепление колонны труб 2 в горизонтальном стволе 1 выполняют любым известным способом. Например, колонну труб 2 с обратным клапаном (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) на конце спускают в горизонтальный ствол 1 (см. фиг. 1) скважины посредством левого переводника на технологической колонне труб (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано), после чего производят крепления колонны труб 2 (см. фиг. 1) в горизонтальном стволе скважины закачкой и продавкой цементного раствора в затрубное пространство колонны труб 2 через обратный клапан. Далее отворачивают технологическую колонну посредством левого переводника от колонны труб 2. Извлекают технологическую колонну из скважины.

Далее производят очистку внутреннего пространства колонны труб 2 от остатков цементного раствора. Для этого зацементированную колонну труб 2 проходят долотом диаметром 100 мм на колонне бурильных труб, промывают и очищают колонну труб от остатков цемента.

Проводят геофизические исследования, например, с помощью импульсного генератора нейтронов и определяют нефтенасыщенные интервалы, например, выявляют в залежи четыре нефтенасыщенных интервала: 3′, 3″, 3″′ 3″″ вскрытых горизонтальным стволом 1.

Осуществляют последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов 3′, 3″, 3″′ 3″″ от дальнего конца горизонтального ствола 1 к устью. Отбор нефти до обводнения нефтенасыщенного интервала, изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего нефтенасыщенного интервала.

Таким образом выполняют перфорацию 4′ в колонне труб 2 напротив нефтенасыщенного интервала 3′ в самом дальнем конце горизонтального ствола 1 от устья скважины (ближайшем к забою 5). Спускают в горизонтальную скважину глубинно-насосное оборудование и производят отбор нефти из нефтенасыщенного интервала 3′ до его обводнения, например до 99%.

Для изоляции ближайшего к забою 5 перфорированного обводнившегося интервала 3′ вырезают участок 6′ колонны труб 3 в горизонтальном стволе 1, например, длиной h=4 м со стороны устья относительно обводнившегося интервала 4′. Для этого в горизонтальную скважину спускают бурильную колонну, оснащенную снизу гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством (на фиг. 1, 2, 3 и 4 не показано) любой известной конструкции. Осуществляют резку колонны труб 2 (см. фиг. 2) со стороны устья в направлении забоя 5 горизонтальной скважины 1. Поднимают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и вырезающим устройством на устье скважины.

Производят очистку вырезанного участка 6′ колонны труб 3 от остатков разрушенного цементного камня. Для этого в горизонтальную скважину спускают колонну бурильных труб с раздвижным расширителем (на фиг. 1, 2, 3. 4 не показано) на конце, при этом используют раздвижной расширитель любой известной конструкции. Вращают колонну бурильных труб с устья скважины с помощью блока силового вертлюга или ротора, например, с частотой 20 об/мин и со стороны устья в направлении забоя 5 горизонтальной скважины производят очистку остатков разрушенного цементного камня из интервала вырезанного участка 6′ колонны труб 3. Затем извлекают колонну бурильных труб с гидравлическим забойным двигателем и раздвижным расширителем из колонны труб 2 горизонтальной скважины. Далее на устье горизонтальной скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки 7′, водонабухающего пакера 8′, патрубка 9′ и разбуриваемого пакера 10′ с посадочным инструментом любой известной конструкции (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано). Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол 1 (см. фиг. 3) до размещения водонабухающего пакера 8′ напротив вырезанного участка 6′ колонны труб 3. Производят посадку разбуриваемого пакера 10′ в колонне труб 2 и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из горизонтальной скважины.

После чего перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал 2″ и продолжают отбор нефти до обводнения. После чего вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального ствола скважины и заканчивая извлечением технологической колонну труб с посадочным инструментом из скважины.

То есть выполняют перфорацию 4″ (см. фиг. 3) в колонне труб 2 напротив нефтенасыщенного интервала 3″ (левее обводненного нефтенасыщенного интервала 3′ со стороны устья скважины 1). Спускают в скважину 1 глубинно-насосное оборудование и производят отбор нефти из нефтенасыщенного интервала 3″ до его обводнения, например до 99%. Для изоляции перфорированного обводнившегося интервала 4″ (см. фиг. 4) вырезают участок 6″ колонны труб 3 в горизонтальном стволе 1 со стороны устья относительно обводнившегося интервала 3″. Производят очистку вырезанного участка 6″ колонны труб 2 от остатков разрушенного цементного камня. Затем на устье скважины 1 снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки 7″, водонабухающего пакера 8″, патрубка 9″ и разбуриваемого пакера 10″ с посадочным инструментом.

Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол 1 до размещения водонабухающего пакера 8″ напротив вырезанного участка 6″ колонны труб 2. Производят посадку разбуриваемого пакера 10″ в колонне труб 2 и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из горизонтальной скважины. Выполняют перфорацию 4″′ в колонне труб 2 напротив нефтенасыщенного интервала 3″′ (левее обводненного нефтенасыщенного интервала 3″ со стороны устья скважины 1). Спускают в скважину 1 глубинно-насосное оборудование и производят отбор нефти из нефтенасыщенного интервала 3″′ до его обводнения, например до 99%. Для изоляции перфорированного обводнившегося интервала 4″′ вырезают участок 6″′ колонны труб 3 в горизонтальном стволе 1 со стороны устья относительно обводнившегося интервала 4″′. Производят очистку вырезанного участка 6″′ колонны труб 2 от остатков разрушенного цементного камня.

Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки 7″′, водонабухающего пакера 8″′, патрубка 9″′ и разбуриваемого пакера 10″′ с посадочным инструментом. Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб (на фиг. 1, 2, 3 не показано) в горизонтальный ствол 2 до размещения водонабухающего пакера 8″ напротив вырезанного участка 6″′ колонны труб 3.

Производят посадку разбуриваемого пакера 10″′ в колонне труб 2 и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из горизонтальной скважины. Выполняют перфорацию 4″″ в колонне труб 2 напротив нефтенасыщенного интервала 3″″ (левее обводненного нефтенасыщенного интервала 3″′ со стороны устья скважины 1). Спускают в скважину 1 глубинно-насосное оборудование и производят отбор нефти из нефтенасыщенного интервала 3″″ до его обводнения, например до 99%. После чего горизонтальную скважину 1 переводят под нагнетание или ликвидируют.

В качестве патрубков 8′, 8″, 8″ используют, например, кусок насосно-компрессорной трубы диаметром 73 мм и длиной 4 м.

Посадка в колонне труб разбуриваемых пакеров 8′, 8″, 8″′ в отличие от установки цементных мостов, как описано в прототипе, позволяет повысить качество изоляции обводнившихся интервалов внутри колонны труб в горизонтальном стволе скважины.

Водонабухающие пакеры 8′, 8″, 8″′ выполняют сборными, состоящими из нескольких свинченных между собой патрубков длиной 1000 мм = 1 м, длиной не более длины соответствующих вырезанных участков 6′, 6″, 6″′, чтобы колонна труб 2 не препятствовала радиальному расширению водонабухающих пакеров 8′, 8″, 8″′. Например, при длине h=4 м скручивают между собой четыре патрубка, которые и образуют водонабухающий пакер 8′. В результате последовательно друг за другом производят отбор нефти из каждого нефтенасыщенного интервала 3′, 3″, 3″′ 3″″, причем при отборе нефти из каждого последующего нефтенасыщенного интервала производят герметичное отсечение предыдущего обводнившегося интервала. Таким образом производят полную выработку всех нефтенасыщенных интервалов 3′, 3″, 3″′ 3″″ в залежи, вскрытой горизонтальной скважиной 1.

Опытным путем установлено, что радиальное расширение (набухание) водонабухающих пакеров 8′, 8″, 8″′ до контакта с горной породой составляет 10-14 суток, при этом максимальный перепад давления, воспринимаемый водонабухающими пакерами 8′, 8″, 8″′, составляет 8,5 МПа, а потенциальная возможность по объемному набуханию составляет до 1000%.

В качестве разбуриваемых пакеров 10′, 10″, 10″′ применяют любой известный разбуриваемый пакер, например описанный в патенте на изобретение RU №2296853 «Разбуриваемый пакер», МПК Е21В 33/12, опубл. 10.04.2007 г. или в патенте на изобретение RU №2137902 «Пакер-пробка разбуриваемый», МПК Е21В 33/12, опубл. 20.09.1999 г.

Повышается эффективность изоляции обводнившихся интервалов за счет исключения каналов заколонного перетока за колонной труб 1, так как водонабухающие пакеры 8′, 8″, 8″ пакеруются непосредственно в горной породе, а не в колонне труб 1. Кроме того, эксплуатация горизонтальной скважины основана на последовательной перфорации и последующей эксплуатации нефтенасыщенных интервалов с созданием депрессии на нефтенасыщенные интервалы, начиная от дальнего конца горизонтального ствола к устью в зависимости от количества нефтенасыщенных интервалов.

При эксплуатации каждого последующего нефтенасыщенного интервала независимо от создаваемой депрессии на нефтенасыщенный интервал исключаются заколонные перетоки вследствие вырезания участка колоны труб и посадки в этом участке водонабухающего пакера.

Предлагаемый способ увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной, позволяет:

- повысить качество изоляции обводнившихся интервалов внутри колонны труб в горизонтальном стволе скважины за счет установки разбуриваемого пакера в колонне труб;

- повысить эффективность изоляции обводнившихся интервалов за колонной труб путем отсечения каналов заколонного перетока, образующихся при эксплуатации нефтенасыщенных интервалов, установкой водонабухающего пакера;

- обеспечить полную выработку запасов нефти из нефтенасыщенных интервалов залежи за счет последовательного герметичного отсечения нефтенасыщенных интервалов друг от друга.