СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЛИ ГАЗА ИЗ МНОГОПЛАСТОВОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2009 года по МПК E21B43/00 E21B47/00 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для использования при добыче нефти или газа из нескольких пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовую залежь.

Широко известна добыча нефти или газа из скважин (вертикальных, наклонных или горизонтальных), эксплуатирующих один пласт (см, B.C.Бойко. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990; М.Х.Хуснуллин. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. - М.: Недра, 1989; К.В.Иогансен. Спутник буровика. Справочник. - М.: Недра, 1990).

Недостатком известных способов добычи нефти или газа из одного пласта является сравнительно низкая их производительность.

Повышения производительности можно достичь применением добычи нефти или газа из многопластовых скважин, когда в одной скважине вскрыты и работают несколько пластов одновременно (см. Р.Н.Дияшев. Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднорородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений // Каротажник, №109, 2003, с.147-166).

Известно, однако, что пласты различаются значениями гидродинамического пластового давления. В результате этого возникают пластовые перетоки, когда флюид из пластов с более высоким пластовым давлением перетекает в пласты с более низким пластовым давлением. Это приводит к засорению и пластов и припластовой зоны, а также к снижению производительности скважин, сводя на нет потенциальные возможности многопластовой добычи.

Указанный недостаток частично устранен в следующем известном способе, принятом за прототип предлагаемого изобретения. Согласно известному способу добычи нефти или газа из многопластовой скважины над каждым разрабатываемым пластом на якорях устанавливают автономные комплексные геофизические приборы для измерения в процессе добычи параметров флюида - дебита, забойного давления, обводненности, температуры и др. (см. А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.: 2005, с.222; патент РФ №57359). Измерительный цикл таким образом соответствует межремонтному периоду. Считывание измеренной информации производят на устье скважины после подъема добычного насоса и геофизических приборов. Для извлечения геофизических приборов используют спускаемый в скважину на геофизическом кабеле ловитель, который при контакте с головкой якоря захватывает его и извлекает вместе с геофизическими приборами. По результатам проведенного мониторинга разрабатывают мероприятия для коррекции дальнейшего процесса добычи.

Задачей изобретения является разработка более простого и надежного способа добычи нефти или газа в условиях многопластовой скважины.

Техническим результатом, достигаемым при использовании предложенного изобретения, является повышение эффективности добычи нефти или газа вследствие получения отдачи всех пластов, включая наиболее слабый, и одновременного исключения перетоков флюида из пласта в пласт.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти или газа из многопластовой скважины спускают в скважину пластоиспытатель, измеряют пластовое давление каждого пласта и рассчитывают предварительную глубину установки добычного насоса, затем над каждым пластом устанавливают с помощью якорей геофизические приборы, осуществляют первый спуск добычного насоса на предварительную глубину или применяют технологии, имитирующие процесс добычи, например свабирование или установку на предварительную глубину струйного насоса, далее приступают к процессу добычи или к имитации процесса добычи и производят измерение технологических параметров в интервалах каждого пласта с записью информации в долговременную память геофизических приборов, при первом подъеме на устье скважины добычного насоса для проведения ремонтных работ или при прекращении имитации процесса добычи, когда произведены измерения, поднимают якоря с геофизическими приборами, по показаниям приборов выявляют величину забойного давления в интервале пласта с минимальным пластовым давлением и с использованием показаний пластоиспытателя рассчитывают уточненную глубину установки добычного насоса из условия непревышения забойного давления над минимальным пластовым давлением, затем вновь устанавливают над каждым пластом якоря с геофизическими приборами, а добычной насос спускают на уточненную глубину и продолжают процесс добычи, при каждом последующем подъеме добычного насоса и геофизических приборов корректируют расчет глубины установки добычного насоса. Добычной насос выбирают из условия его способности обеспечить снижение уровня флюида до расчетной глубины установки насоса. Вместо спуска в первый раз и включения в работу добычного насоса возможно проведение имитации процесса добычи с помощью, например, свабирования или установки струйного насоса, после чего продолжают процесс в описанной выше последовательности.

Применение пластоиспытателя позволяет определить значения пластового давления каждого пласта, выявить пласт, имеющий минимальное давление, и определить значение минимального пластового давления. По минимальному пластовому давлению выполняют расчет предварительной глубины установки добычного насоса. Беспрепятственно произвести необходимые замеры в скважине пластоиспытателем возможно только на первоначальном этапе, до установки над пластами якорей с приборами.

Применение в качестве альтернативы процессу добычи технологий, имитирующих процесс добычи, может значительно ускорить проведение работ; поскольку период между ремонтами или заменой добытого насоса достаточно длительный и составляет от 3 до 9 месяцев, то и применяют технологии, имитирующие процесс добычи.

Подъем геофизических приборов во время первого подъема добычного насоса позволяет провести необходимые вычисления при первой же возможности для скорейшей корректировки процесса добычи.

Проведение необходимых вычислений с использованием показаний и геофизических приборов и пластоиспытателя позволяет с высокой точностью рассчитать такую глубину установки добычного насоса, на которой будет обеспечена наиболее производительная добыча.

Установка добычного насоса на уточненную глубину для дальнейшей добычи обеспечивает работоспособность каждого из пластов, включая и наиболее слабый из них, при одновременном исключении пластовых перетоков. В результате достигается повышение эффективности всего процесса добычи.

Предложенное изобретение реализуют следующим образом.

Производят бурение скважины, пересекающей многопластовую залежь. Спускают пластоиспытатель и определяют пластовое давление каждого пласта. Это позволяет выявить и сильные, и маломощные пласты и использовать информацию для расчета предварительной глубины установки добычного насоса.

Затем обсаживают скважину и выполняют вторичное вскрытие. При необходимости исследования пластоиспытателем повторяют.

Затем последовательно в скважину спускают якоря, на которых закреплены геофизические приборы, и устанавливают их над каждым пластом.

После этого в скважину на предварительно рассчитанную глубину опускают добычной насос и включают его в работу. При этом важно выбрать добычной насос из условия его способности обеспечить снижение уровня флюида до расчетной глубины установки насоса. Данный этап, т.е. первый спуск и работу добычного насоса, можно заменить имитацией процесса добычи. Такая замена возможна в связи с тем, что для протекания описываемых процессов не имеет значения, происходит реальный процесс добычи или же смоделированный. Имитацию процесса добычи можно провести с использованием технологии свабирования или установкой в скважине струйного насоса, с помощью которых достигают снижения в скважине уровня жидкости или давления соответственно.

В процессе работы добычного насоса или аналогично при свабировании или при работе струйного насоса в случае имитации процесса добычи геофизические приборы проводят непрерывные измерения технологических параметров флюида в интервале каждого пласта.

Через определенное время насос поднимают на устье скважины для проведения плановых ремонтных работ или, при необходимости, замены насоса. Вслед за насосом извлекают якоря с геофизическими приборами. В случае имитации процесса добычи приборы извлекают сразу после того, как получены все необходимые измерения.

На устье скважины анализируют результаты измерений геофизических приборов, определяют с учетом показаний пластоиспытателя значение существующего забойного давления в зоне пласта с минимальным пластовым давлением. Если забойное давление превышает указанное пластовое, то по параметрам технологического процесса находят подтверждение тому, что в этот пласт поступает флюид из скважины, т.е. имеет место пластовый переток. Для исключения пластовых перетоков необходимо, чтобы пластовое давление наиболее слабого пласта превышало забойное давление в зоне данного пласта. В этом случае пластовые давления более мощных пластов будут тем более превышать забойное давление в интервалах соответствующих пластов.

После того, как определили расчетным путем уточненную оптимальную глубину установки добычного насоса, на эту глубину спускают насос. Включают насос в работу и начинают процесс добычи.

Выполнение указанных условий обеспечивает наилучшую работоспособность скважины, поскольку созданы условия, при которых флюид из каждого пласта, включая наиболее слабый, поступает в скважину, и тем самым исключены пластовые перетоки.

Экономический эффект от широкого использования предложенного способа может составить триллионы рублей. Например, многопластовая скважина, суточное увеличение добычи которой за счет отдачи всех пластов составляет 50 м³ нефти в сутки, при стоимости барреля нефти $50, обеспечивает следующий суточный доход:

50 м³ × 1000 л: 166 л (баррель) × $50 × 25 руб = 225904 руб/сутки.

За год эксплуатации такая скважина дает доход:

225904×360=81325260 руб.

Соответственно, 10000 скважин обеспечат доход более 1,2 триллионов руб. в год.

Особенно важным является переход на многопластовую добычу в период, когда добыча нефти и газа из однопластовых скважин начала свое падение. Скомпенсировать указанное падение бурением однопластовых скважин не удается ввиду невозможности бурения сотен тысяч скважин со скоростью, превышающей ежегодный рост количества полностью выработанных скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для использования при добыче нефти или газа из нескольких пластов в скважинах, эксплуатирующих многопластовую залежь. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности добычи нефти или газа вследствие получения отдачи всех пластов и одновременного исключения перетоков флюида из пласта в пласт. Для этого первоначально определяют пластовое давление каждого пласта. Рассчитывают предварительную глубину установки добытого насоса (ДН). Спускают и над каждым пластом с помощью якорей устанавливают геофизические приборы (ГП). Спускают на предварительную глубину ДН и осуществляют процесс добычи. В процессе добычи измеряют технологические параметры в интервале каждого пласта с записью информации в долговременную память ГП. При первом подъеме на устье скважины ДН для ремонта или замены поднимают также якори с ГП. По показаниям ГП выявляют величину забойного давления в интервале пласта с минимальным пластовым давлением. С учетом показаний пластоиспытателя рассчитывают глубину установки ДН из условия непревышения забойного давления над минимальным пластовым давлением. Вновь устанавливают над каждым пластом якоря с ГП, спускают ДН на уточненную глубину и продолжают процесс добычи. При каждом последующем подъеме ДН и ГП корректируют расчет глубины установки ДН. 2 з.п. ф-лы.

1. Способ добычи нефти или газа из многопластовой скважины, заключающийся в том, что в скважину спускают пластоиспытатель, измеряют пластовое давление каждого пласта и рассчитывают предварительную глубину установки добычного насоса, затем над каждым пластом устанавливают с помощью якорей геофизические приборы, осуществляют первый спуск добычного насоса на предварительную глубину или применяют технологии, имитирующие процесс добычи, далее приступают к процессу добычи или имитации процесса добычи и производят измерение технологических параметров в интервалах каждого пласта с записью информации в долговременную память геофизических приборов, при первом подъеме на устье скважины добычного насоса для проведения ремонтных работ или при прекращении имитации процесса добычи, когда произведены измерения, поднимают якоря с геофизическими приборами, по показаниям приборов выявляют величину забойного давления в интервале пласта с минимальным пластовым давлением и с использованием показаний пластоиспытателя рассчитывают уточненную глубину установки добычного насоса из условия не превышения забойного давления над минимальным пластовым давлением, затем вновь устанавливают над каждым пластом якоря с геофизическими приборами, а добычной насос спускают на уточненную глубину и продолжают процесс добычи, при каждом последующем подъеме добычного насоса и геофизических приборов корректируют расчет глубины установки добычного насоса.

2. Способ добычи нефти или газа по п.1, в котором добычной насос выбирают из условия его способности обеспечить снижение уровня нефти или газа до расчетной глубины его установки.

3. Способ добычи нефти или газа по п.1 или 2, в котором в качестве технологий, имитирующих процесс добычи, применяют, например, свабирование или установку на предварительную глубину струйного насоса.