СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 2021 года по МПК E21B43/16 E21B43/12 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Известен способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием (патент РФ №2667242, кл. Е21В 43/16, опубликован 18.09.2018), который включает бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, разделение участков пакерами, спуск в скважину насоса и отбор продукции скважины из каждого участка с поддержанием одинаковой обводненности на участках. При этом бурят горизонтальные окончания скважин или выбирают горизонтальные скважины так, чтобы их наиболее продуктивные участки в горизонтальных скважинах располагались последовательно ближе к забою. По мере обводнения продукции наиболее обводненные и продуктивные участки последовательно от забоя отсекают проходными пакерами с регулируемыми клапанами и/или жиклерами, позволяющими поддерживать одинаковую обводненность продукции по всей длине горизонтального окончания скважины при добыче одним насосом, располагаемым над ближним к устью из установленных пакеров, причем за счет клапанов и/или жиклеров пакеров уменьшают отборы высокопродуктивных участков и выравнивают фронт заводнения около горизонтального окончания скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием (патент РФ №2590918, кл. Е21В 43/16, опубликован 10.07.2016), который включает бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной скважины, выделение по горизонтальному стволу интервалов продуктивного пласта, различающихся по свойствам, установку между интервалами продуктивного пласта оборудования локального крепления скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, разделение интервалов продуктивного пласта пакером, спуск в скважину насоса, регулирующего устройства и колонны насосно-компрессорных труб до устья, а так же освоение скважины и отбор продукции. При этом в корпусе регулирующего устройства расположены нижний электрический клапан для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб, манометр-термометр для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб перед корпусом, верхний электрический клапан для регулирования притока из затрубного пространства в полость корпуса, манометр-термометр для замера давления в затрубном пространстве и манометр-термометр для замера давления всасывания насоса. Освоение скважины проводят в три этапа с отбором продукции по колонне насосно-компрессорных труб и затрубному пространству, только по колонне насосно-компрессорных труб и затем только по затрубному пространству. Эксплуатируют интервал скважины с меньшей обводненностью при остановке эксплуатации интервала с большей обводненностью при начальном повышенном дебите до снижения забойного давления и уровня жидкости ниже оптимального и при последующем рабочем дебите с поддержанием стабильным забойного давления, скважину эксплуатируют до превышения обводненности продукции из эксплуатируемого интервала выше обводненности продукции из второго интервала и затем эксплуатируют оба интервала одновременно, поддерживают обводненность обоих интервалов на одинаковом уровне.

Недостатком описанных способов является отсутствие возможности реализации эффективной закачки через влияющие нагнетательные скважины с целью оптимизации отбора продукции нефтяного пласта.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности разработки нефтяного пласта за счет организации процесса управления закачкой во влияющей нагнетательной скважине.

Техническая задача решается способом разработки нефтяного пласта, включающим бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной добывающей скважины, выделение по горизонтальному стволу добывающей скважины интервалов продуктивного пласта, различающихся по свойствам, спуск в добывающую скважину насоса и колонны насосно-компрессорных труб до устья, подъем продукции добывающей скважины на поверхность насосом по внутритрубному пространству.

Новым является то, что предварительно бурят или выбирают уже пробуренную влияющую нагнетательную скважину, выделяют по стволу нагнетательной скважины интервалы пласта, через которые осуществляется влияние на соответствующие интервалы продуктивного пласта, вскрытого добывающей скважиной, в нагнетательную скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, состоящую из нижнего пакера, перекрестной муфты, верхнего пакера патрубков, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем электрическими клапанами для регулирования и распределения потока жидкости закачки, поступающего по колонне насосно-компрессорных труб, в каждый из интервалов, и манометрами-термометрами для замера давления закачки в каждый из интервалов, в нагнетательной скважине разделяют интервалы пласта нижним пакером, отсекают с помощью верхнего пакера верхний интервал от затрубного пространства, с помощью коаксиально расположенных патрубков и перекрестной муфты организуют независимые каналы, гидравлически связывающие электрические клапана и соответствующие интервалы, осуществляют запуск добывающей и нагнетательной скважин, при этом осуществляя закачку жидкости в нагнетательной поочередно в каждый из интервалов, контролируя дебит добывающей скважины и производя смену интервала в который осуществляется закачка по параметру времени или давления.

Дополнительно в горизонтальную добывающую скважину может быть спущена компоновка, состоящая из пакера, колонны насосно-компрессорных труб, клапанного оборудования с расположенными в нем электрическими клапанами для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб и по затрубному пространству, и манометрами-термометрами для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, а так же насоса и колонны насосно-компрессорных труб до устья. При этом в добывающей скважине разделяют интервалы продуктивного пласта пакером. После запуска добывающей и нагнетательной скважин осуществляют отбор жидкости в горизонтальной добывающей скважине поочередно из каждого из интервалов продуктивного пласта, производя смену интервала из которого осуществляется добыча по параметру времени или давления и с учетом смены интервалов закачки во влияющей нагнетательной скважине.

Сущность способа заключается в организации технологии раздельно-поочередной закачки в интервалы (секции) с различными коллекторскими свойствами во влияющей нагнетательной скважине. Такое чередование интервалов обеспечит равномерную выработку продуктивного пласта, так как будет способствовать вытеснению нефти, как в интервале с большей проницаемостью, так и в интервале с меньшей проницаемостью. Изменение интервала закачки может осуществляться с учетом достижения требуемой величины максимально допустимого забойного давления закачки для каждого из интервалов, либо с учетом выполнения определенной продолжительности закачки в каждый интервал, либо выполнение по одному из описанных критериев (забойного давления, времени закачки) в зависимости от того, что достигнет раньше из установленных параметров в станции управления внутрискважинным клапанным оборудованием. Подбор критериев смены интервала закачки осуществляется с учетом контроля притока жидкости продуктивного пласта в добывающей скважине.

В случае если в добывающую скважину спущено пакерное оборудование и устройства, регулирующие поток жидкости из каждого из продуктивных пластов или из частей пласта с различными фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, в добывающей скважине также организуется технология раздельно-поочередной добычи с тех же интервалов. Изменение интервала добычи может осуществляться как по достижению минимальной величины забойного давления для каждого из интервалов, либо с учетом выполнения определенной продолжительности отбора жидкости с каждого из интервалов, либо выполнение по одному из описанных критериев (забойного давления, времени отбора) в зависимости от того, что достигнет раньше из установленных параметров в станции управления внутрискважинным клапанным оборудованием. В данном случае чередование интервалов продуктивного пласта в добывающей скважине и интервалов закачки в нагнетательной скважине может осуществляться как синхронно, так и не синхронно, а по установленным для каждой из скважин критериев (по времени или по давлению) и с учетом достижения оптимального притока жидкости продуктивного пласта в добывающей скважине.

Представленные чертежи поясняют суть изобретения.

На фиг.1 изображен вариант, при котором в горизонтальную добывающую скважину спущены только насос и колонна насосно-компрессорных труб до устья.

На фиг.2 изображен вариант, при котором в горизонтальную добывающую скважину спущены пакер, колонны насосно-компрессорных труб, клапанное оборудование, насос и колонны насосно-компрессорных труб до устья.

Способ реализуется следующим образом.

Способ разработки нефтяного пласта 1 по варианту 1 (фиг.1), включает бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной добывающей скважины 2, а так же бурение или выбор уже пробуренной влияющей нагнетательной скважины 3 выделение нижнего 4 и верхнего 5 интервалов продуктивного пласта, различающихся по свойствам, спуск в добывающую скважину насоса 6 и колонны насосно-компрессорных труб до устья 7, спуск в нагнетательную скважину на колонне насосно-компрессорных труб 8 нижнего пакера 9, перекрестной муфты 10, верхнего пакера 11, коаксиально расположенных патрубков 12, 13 корпуса клапанного оборудования 14 с расположенными, в нем электрическими клапанами 15, 16 для регулирования и распределения потока жидкости закачки, поступающего по колонне насосно-компрессорных труб 8, в каждый из интервалов 4,5, и манометрами-термометрами 17, 18 для замера давления закачки в каждый из интервалов 4,5. Нижним пакером 9 разделяют интервалы пласта 4,5, Верхним пакером 11 отсекают интервал 5 от затрубного пространства 19 нагнетательной скважины 3. С помощью патрубка 12 и внутреннего канала 20 перекрестной муфты 10 организуют канал, гидравлически связывающий электрический клапан 15 с верхним интервалом 5. С помощью патрубка 13 и внутреннего канала 21 перекрестной муфты 10 организуют канал, гидравлически связывающий электрический клапан 16 с нижним интервалом 4.

В варианте 2 (фиг.2) в горизонтальную добывающую скважину 2 спускают компоновку состоящую из пакера 22, колонны насосно-компрессорных труб 23, клапанного оборудования 24, насоса 6 и колонны насосно-компрессорных труб до устья 7. В клапанном оборудовании 24 расположены электрические клапаны 25, 26 для регулирования притока с нижнего интервала 4 по колонне насосно-компрессорных труб 23 и с верхнего интервала 5 по затрубному пространству 27, и манометры-термометры 28, 29 для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб 23 и в затрубном пространстве 27. В добывающей пакером 22 разделяют интервалы пласта 4,5.

В варианте 1 (фиг.1) осуществляют запуск добывающей 2 и нагнетательной 3 скважин. Подъем продукции добывающей скважины 2 на поверхность осуществляют насосом 6 по колонне насосно-компрессорных труб 7. Закачку жидкости в нагнетательной скважине 3 осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб 8. При закрытом электрическом клапане 16 и открытом электрическом клапане 15 через внутренний канал патрубка 12 и внутренний канал 20 перекрестной муфты 10 производят закачку жидкости только в верхний интервал 5. Манометром 17 производят контроль давления закачки в верхний интервал 5, манометром 18 контролируют забойное давление нижнего интервала 4. По достижению определенной величины давления закачки в верхний интервал 5, контролируемой манометром 17, либо через определенный временной промежуток осуществляют закрытие электрического клапана 15 и открытие электрического клапана 16. При этом через внутренний канал патрубка 13 и внутренний канал 21 перекрестной муфты 10 производят закачку жидкости только в нижний интервал 4. Манометром 18 производят контроль давления закачки в нижний интервал 4, манометром 17 контролируют забойное давление верхнего интервала 5. По достижению определенной величины давления закачки в нижний интервал 4, контролируемой манометром 18, либо через определенный временной промежуток осуществляют закрытие электрического клапана 16 и открытие электрического клапана 15 после чего цикл повторяется. Подбор необходимых параметров на основании которых производят смену интервала закачки осуществляют с учетом контроля дебита добывающей скважины 2.

В варианте 2 (фиг.2) подъем продукции добывающей скважины 2 на поверхность осуществляют насосом 6 по колонне насосно-компрессорных труб 7. При закрытом электрическом клапане 26 и открытом электрическом клапане 25 насосом 6 через колонну насосно-компрессорных труб 23 осуществляют отбор жидкости только с нижнего интервала 4. Манометром 28 производят контроль забойного давления нижнего интервала 4, манометром 29 контролируют забойное давление верхнего интервала 5. По снижению до определенной величины забойного давления нижнего интервала 4, контролируемой манометром 28, либо через определенный временной промежуток осуществляют закрытие электрического клапана 25 и открытие электрического клапана 26. При этом насосом 6 через затрубное пространство 27 осуществляют отбор жидкости только с верхнего интервала 5. Манометром 29 производят контроль забойного давления верхнего интервала 5, манометром 28 контролируют забойное давление нижнего интервала 4. По снижению до определенной величины забойного давления верхнего интервала 5, контролируемой манометром 29, либо через определенный временной промежуток осуществляют закрытие электрического клапана 26 и открытие электрического клапана 25 после чего цикл повторяется. Подбор необходимых параметров на основании которых производят смену интервала закачки осуществляют с учетом контроля дебита добывающей скважины 2 и с учетом смены интервалов закачки во влияющей нагнетательной скважине 3.

Таким образом, в предлагаемом изобретении реализуется технологически эффективный способ разработки неоднородного по коллекторским свойствам нефтяного пласта (пластов), который обеспечит его равномерную выработку за счет организации процесса создания дифференцированного забойного давления по участкам (секциям) стволов добывающих и нагнетательных скважин с различными фильтрационно-емкостными свойствами участков (секций), управления закачкой во влияющей нагнетательной скважине и управления отборов в окружающих добывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяного пласта за счет организации процесса управления закачкой во влияющей нагнетательной скважине. По способу осуществляют бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной добывающей скважины. Выделяют по горизонтальному стволу добывающей скважины интервалы продуктивного пласта, различающиеся по свойствам. Осуществляют спуск в добывающую скважину насоса и колонны насосно-компрессорных труб до устья. Поднимают продукцию добывающей скважины на поверхность насосом по внутритрубному пространству. При этом предварительно бурят или выбирают уже пробуренную влияющую нагнетательную скважину. Выделяют по стволу нагнетательной скважины интервалы пласта, через которые осуществляют влияние на соответствующие интервалы продуктивного пласта, вскрытого добывающей скважиной. В нагнетательную скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку. Она состоит из нижнего пакера, перекрестной муфты, верхнего пакера, патрубков, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем электрическими клапанами для регулирования и распределения потока жидкости закачки, поступающего по колонне насосно-компрессорных труб, в каждый из интервалов и манометрами-термометрами для замера давления закачки в каждый из интервалов. В нагнетательной скважине разделяют интервалы пласта нижним пакером. Отсекают с помощью верхнего пакера верхний интервал от затрубного пространства. С помощью коаксиально расположенных патрубков и перекрестной муфты организуют независимые каналы, гидравлически связывающие электрические клапаны и соответствующие интервалы. Осуществляют запуск добывающей и нагнетательной скважин. При этом осуществляют закачку жидкости в нагнетательной скважине поочередно в каждый из интервалов. Контролируют дебит добывающей скважины и производят смену интервала, в который осуществляют закачку по параметру времени или давления. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной добывающей скважины, выделение по горизонтальному стволу добывающей скважины интервалов продуктивного пласта, различающихся по свойствам, спуск в добывающую скважину насоса и колонны насосно-компрессорных труб до устья, подъем продукции добывающей скважины на поверхность насосом по внутритрубному пространству, отличающийся тем, что предварительно бурят или выбирают уже пробуренную влияющую нагнетательную скважину, выделяют по стволу нагнетательной скважины интервалы пласта, через которые осуществляют влияние на соответствующие интервалы продуктивного пласта, вскрытого добывающей скважиной, в нагнетательную скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку, состоящую из нижнего пакера, перекрестной муфты, верхнего пакера, патрубков, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем электрическими клапанами для регулирования и распределения потока жидкости закачки, поступающего по колонне насосно-компрессорных труб, в каждый из интервалов и манометрами-термометрами для замера давления закачки в каждый из интервалов, в нагнетательной скважине разделяют интервалы пласта нижним пакером, отсекают с помощью верхнего пакера верхний интервал от затрубного пространства, с помощью коаксиально расположенных патрубков и перекрестной муфты организуют независимые каналы, гидравлически связывающие электрические клапаны и соответствующие интервалы, осуществляют запуск добывающей и нагнетательной скважин, при этом осуществляют закачку жидкости в нагнетательной скважине поочередно в каждый из интервалов, контролируют дебит добывающей скважины и производят смену интервала, в который осуществляют закачку по параметру времени или давления.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно в горизонтальную добывающую скважину спускают компоновку, состоящую из пакера, колонны насосно-компрессорных труб, клапанного оборудования с расположенными в нем электрическими клапанами для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб и по затрубному пространству и манометрами-термометрами для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве, а также насос и колонну насосно-компрессорных труб до устья, в добывающей скважине разделяют интервалы продуктивного пласта пакером, после запуска добывающей и нагнетательной скважин осуществляют отбор жидкости в горизонтальной добывающей скважине поочередно из каждого из интервалов продуктивного пласта, производят смену интервала, из которого осуществляют добычу, по параметру времени или давления с учетом смены интервалов закачки во влияющей нагнетательной скважине.