RU2544204C1 - Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин. Выделяют участки в виде интервалов продуктивного пласта. Спускают в скважину насос. Разделяют участки пакерами. Осуществляют отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока. Выявляют участки с профилем притока, отличающемся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более. В местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры. В центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос. Расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м. 2 пр., 2 ил.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами, одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного типа, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Регулирующее устройство выполняют в виде электрического или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Для реализации способа используют устройство, состоящее из колонны труб, оснащенных одним или несколькими пакерами, одним или несколькими регулирующими устройствами, причем колонну труб или регулирующее устройство оснащают измерительным преобразователем с интерфейсом, кабелем или импульсной трубкой (патент РФ 2313659, кл. E21B 43/14, опубл. 27.12.2007).

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 в горизонтальном стволе данных конструкций. Также в связи с неравномерным распределением забойного давления вдоль горизонтального ствола, а также неоднородностью пластов, недостаточно эффективно происходит выработка запасов нефти вдоль горизонтального ствола, некоторые из участков которого могут вообще не работать.

В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающем бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка, отличающемся тем, что при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м.

При отличии участков на профиле притока друг от друга по удельному дебиту нефти менее чем на 20% горизонтальный ствол принимают за один участок, в центре которого размещают насос.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу терригенного или карбонатного нефтяного пласта, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что забойное давление вдоль горизонтального ствола распределено неравномерно, центральная часть горизонтального ствола в большинстве случаев работает хуже всего. Кроме того, коллектора практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного пласта с размещением горизонтального ствола скважины с насосами. Обозначения: 1 - продуктивный пласт, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - пакер, 5 - колонна труб, 6 - насос, L - расстояние между насосами. На фиг. 2 представлен график профиля притока нефти вдоль горизонтального ствола.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта 1, представленный терригенным или карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, вскрыт горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 (фиг. 1).

Определяют профиль притока (фиг. 2) вдоль горизонтального ствола 3 (открытого или вторично вскрытого). На профиле выявляют участки, отличающиеся по удельному дебиту нефти более чем на 20%, и принимают решение об установке в местах их изменения пакеров 4 (например, водонабухающие, компании ТАМ). Удельный дебит нефти q определяют как дебит нефти, приходящийся на один метр длины горизонтального ствола. При этом дебит нефти скважины Q определяется как сумма удельных дебитов нефти в количестве, равном длине горизонтального ствола, т.е. $$Q={\displaystyle \sum _{i}q}$$

, где количество i численно равно длине горизонтального ствола в метрах. Таким образом, горизонтальный ствол делят на несколько участков. В каждый участок спускают на отдельной колонне труб 5 насос 6 (например, типа 2СП45/24) и устанавливают в центре каждого участка. Расстояние между насосами L не должно превышать 200 м.

Расчеты показали, что если удельный дебит нефти вдоль горизонтального ствола отличается менее чем на 20%, то это не оказывает существенного влияния на нефтеотдачу и пласт можно считать относительно однородным. В этом случае спускают один насос, который размещают в центре горизонтального ствола (открытого или вторично вскрытого).

В общем случае количество спускаемых насосов ограничено диаметром обсадных колонн и колонн труб 5. Для спуска двух насосов на разных НКТ необходим диаметр обсадной колонны не менее 6 дюймов.

Применение в качестве колонн труб колтюбинговых безмуфтовых труб, имеющих малый диаметр, позволяет спускать в скважину до 5 насосов.

Максимальное расстояние L=200 м определено из соображений того, при больших расстояниях начинает значительно падать забойное давление. Например, согласно расчетам, для скважин с длиной горизонтального ствола более 500-600 м установка менее 3 насосов приводит к низким значениям темпов отбора и нефтеотдачи в связи с неравномерной выработкой запасов вдоль ствола. Построенный профиль притока к стволу таких скважин почти всегда имеет не менее трех участков с удельным дебитом нефти, отличающимся друг от друга на более чем 20%.

Скважину пускают в работу. Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки пласта.

Результатом внедрения данного способа являются повышение темпов отбора нефти, равномерность выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяного пласта 1 (фиг.1), представленный карбонатным типом коллектора и чисто нефтяной зоной, залегающий на глубине 950 м и толщиной продуктивного пласта h=10 м, вскрыт горизонтальной скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Диаметр обсадной колонны скважины составляет 146 мм.

Определяют профиль притока (фиг.2) вдоль горизонтального ствола 3. На профиле выявляют два участка, отличающиеся по удельному дебиту нефти на 20%. Удельный дебит первого участка составляет 0,04-0,07 т/(сут·м), второго участка 0-0,03 т/(сут·м). В каждый из участков спускают электроцентробежный насос 6 типа 2СП45/24 на отдельной НКТ 5 диаметром 73 мм. Расстояние между насосами составляет L=100 м. Между участками устанавливают водонабухающий пакер ТАМ 4.

Скважину пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Пласт относительно однороден. Спускают в центр горизонтального ствола один насос. Пакера не устанавливают.

В результате по разработки, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98% было добыто с одной горизонтальной скважины 153,6 тыс. т нефти за 28 лет разработки, коэффициент извлечения нефти участка пласта (КИН) составил 0,332. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 120,2 тыс. т нефти за 34 года разработки, КИН составил 0,260. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,072.

Предлагаемый способ позволяет повысить темпы отбора, КИН и обеспечить равномерность выработки запасов нефти.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения темпов отбора нефти терригенного или карбонатного пласта, равномерности выработки запасов нефти и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Claims (1)

1. Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка, отличающийся тем, что при разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м.

Images