Способ разработки трудноизвлекаемой залежи нефти и устройство для его осуществления Российский патент 2024 года по МПК E21B43/16 E21B43/30 

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу, в частности к способам заканчивания скважины в осложненных условиях, и может быть использовано при добыче трудноизвлекаемой, например, сверхвязкой нефти с использованием горизонтальных скважин.

Известен способ заканчивания многозабойной скважины в осложненных условиях, а именно при разработке трудноизвлекаемой залежи нефти основанный на дополнительном бурении из основного ствола скважины радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны. Этот способ включает бурение основного, в том числе горизонтального ствола крупногабаритной компоновкой, а также бурение из него малогабаритным инструментом с помощью отклонителя множества радиальных каналов протяженной и управляемой с устья траектории в приемлемое для практики время. В качестве бурильного малогабаритного инструмента используют гидродвигатель с долотом или гидромониторную компоновку. Способ предполагает обсадку основного ствола эксплуатационной колонной (хвостовиком) с изолированием заколонного пространства цементом, пакерами или их комбинацией. Спуск-подъем отклонителя в скважину и спуск-подъем в отклонитель бурильного малогабаритного инструмента проводят с помощью лифтовой трубы и (или) колтюбинговой трубы содержащей проводную линию. Вскрытие самой эксплуатационной колонны проводят отдельной спускоподъемной операцией с помощью фрезы или гидромониторной компоновки с абразивом. При бурении в пласте гидромониторной компоновкой и колтюбинговой трубой радиальные каналы получают необходимой минимально возможной кривизны и большой протяженности (до 500 м и более). Гидромониторная компоновка на колтюбинговой трубе может спускаться в скважину вместе (одновременно) с отклонителем. В этом случае гидромониторная компоновка содержит узел разворота отклонителя в скважине. Сама гидромониторная компоновка включает каротажный инклинометр и ориентируемое сопло, которое при движении управляется с устья по заданной траектории с использованием проводной линии. Траектория движения ориентируемого сопла и расположение радиального канала в пласте контролируются стандартной навигацией с помощью инклинометра. Отклонитель содержит электромагнитный замок и фиксатор. Электрическая связь отклонителя с проводной линией колтюбинговой трубы при его позиционировании в скважине поддерживается через дистанционный трансформатор, образуемый в транспортном положении компоновки. Электромагнитный замок позволяет отсоединять отклонитель от колтюбинговой трубы (гидромониторной компоновки) и оставлять его в скважине с помощью фиксатора, что необходимо, например, для смены фрезы или износившегося ориентируемого сопла. Узел разворота необходим для правильной установки отклонителя в скважине в заданном азимутальном направлении. В узле разворота используется реактивный момент двигателя жестко связанного через отклонитель с упругой колтюбинговой трубой или реактивный момент струи жидкости выходящей из винтового отверстия корпуса отклонителя. Использование протяженных радиальных каналов заданной траектории с высокой плотностью расположенных в глубине разбуриваемого пласта способствует активному дренированию залежи и интенсификации отбора продукции многозабойной скважиной [патенты на изобретение RU 2668620, 2678252, 2642194, 2668620, 2703064].

Известно устройство для заканчивания многозабойной скважины в осложненных условиях, а именно при добыче трудноизвлекаемой нефти предназначенное для бурения из основного, в том числе горизонтального ствола множества радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны, а также протяженной заданной траектории. Это устройство включает колтюбинговую трубу с проводной линией, отклонитель и гидромониторную компоновку одновременно спускаемые в основной ствол скважины. Отклонитель содержит электромагнитный замок и фиксатор. Гидромониторная компоновка содержит инклинометр, ориентируемое сопло и узел разворота отклонителя [патент на изобретение RU 2678252; а также: Антониади Д. Г., Фурсин С. Г. Обоснование использования гидроабразивного зондового перфоратора в инновационных колтюбинговых технологиях. Журнал «Время колтюбинга. Время ГРП». № 4(062). 2017. С. 42-50].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является необходимость при внешнем воздействии на залежь трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти бурения и использования отдельных нагнетательных и добывающих многозабойных скважин, что не позволяет одной скважиной воздействовать на залежь и одновременно через нее же добывать скважинную продукцию. Это ограничивает область использования способа, ведет к неоправданным затратам на бурение дополнительных скважин, снижает рентабельность разработки трудноизвлекаемых залежей нефти в целом.

Известен способ заканчивания интеллектуальной скважины в осложненных условиях, включающий бурение протяженного горизонтального ствола, вскрытие неоднородного пласта повышенной и пониженной проницаемости, обсадку ствола эксплуатационной колонной (хвостовиком) в виде фильтров и заколонных пакеров с последующим спуском лифтовой трубы и интеллектуального оборудования в составе регулируемых портов, разделенных пакерами. Для выравнивания профиля притока (поглощения) горизонтальный ствол при спуске эксплуатационной колонны и лифтовой трубы разделяют на участки одинаковой проницаемости с помощью пакеров разбухающего типа, между которыми в лифтовой трубе размещают порты и регулируемые с поверхности клапаны контролирующие приток или поглощение флюида. Данный способ используется в добывающих и нагнетательных скважинах и позволяет оптимизировать профиль притока (поглощения) флюида, сокращая риски преждевременного прорыва воды, газа и влияние других отрицательных факторов [патент на изобретение RU 2530810; а также: 1. Елисеев Д.В., Куренов М.В. Моделирование спуска комбинированного заканчивания в горизонтальные скважины месторождения им. Ю. Корчагина. Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2013. №4. С.150-156. http://www.ogbus.ru; 2. Меринов И.А., Савенок О.В. Эффективность применения системы интеллектуального заканчивания скважин на Сахновском нефтегазовом месторождении. Булатовские чтения. Сборник статей. Т.1. С. 338-349 «Издательский Дом - Юг», Краснодар].

Известно устройство для заканчивания скважины в осложненных условиях, включающее горизонтальный ствол, эксплуатационную колонну с заколонными пакерами и фильтрами, лифтовую трубу и интеллектуальное оборудование в составе регулируемых портов, разделенных пакерами разбухающего типа [патент на изобретение RU 2530810; а также: 1. Елисеев Д.В., Куренов М.В. Моделирование спуска комбинированного заканчивания в горизонтальные скважины месторождения им. Ю. Корчагина. Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. 2013. №4. С.150-156. http://www.ogbus.ru; 2. Меринов И.А., Савенок О.В. Эффективность применения системы интеллектуального заканчивания скважин на Сахновском нефтегазовом месторождении. Булатовские чтения. Сборник статей. Т.1. С. 338-349 «Издательский Дом - Юг», Краснодар].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является необходимость при внешнем воздействии на залежь трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти бурения и использования отдельных нагнетательных и добывающих интеллектуальных скважин, что не позволяет одной скважиной воздействовать на залежь и одновременно через нее же добывать скважинную продукцию. Это сужает область использования способа, ведет к неоправданным затратам на бурение скважин, снижает рентабельность разработки трудноизвлекаемых залежей нефти в целом.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки трудноизвлекаемой залежи нефти с использованием многофункциональной скважины, совмещающей возможности как нагнетательной, так и добывающей скважины. Многофункциональная скважина при разработке трудноизвлекаемой, например, сверхвязкой нефти заканчивается горизонтальным добывающим стволом и параллельным выше лежащим в пределах одного пласта нагнетательным стволом. Такую скважину из двух стволов удобно использовать для воздействия и одновременной добычи, например по технологии SAGD следующим образом - в верхний ствол закачивать технологический агент (парогаз), а из нижнего ствола одновременно откачивать насосом нефть. При этом вместо двух самостоятельных скважин используется только одна многофункциональная скважина, что сокращает материальные затраты. Добывающий и нагнетательный стволы бурятся одной крупногабаритной компоновкой и обсаживаются цементируемыми или не цементируемыми эксплуатационными колоннами (хвостовиками) с заколонными пакерами и фильтрами. В верхний обсаженный ствол многофункциональной скважины спускают трубу с нагнетательным оборудованием, а в нижний ствол - лифтовую трубу с добывающим оборудованием, например в составе глубинного насоса и пакера. Закачку парогаза проводят по нагнетательной трубе в верхний ствол, причем с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом по лифтовой трубе из нижнего ствола многофункциональной скважины. Этот способ предназначен для использования в однородных высокопроницаемых пластах и позволяет с меньшими материальными затратами проводить отбор скважинной продукции при физико-химическом, в том числе гравитационном и гидродинамическом вытеснении пластового флюида [патент на изобретение RU 2646151, прототип].

Известно устройство для разработки трудноизвлекаемой залежи нефти с использованием многофункциональной скважины, включающее два обсаженных эксплуатационной колонной горизонтальных ствола, нагнетательную трубу в верхнем стволе и лифтовую трубу с добывающим оборудованием, например глубинным насосом и пакером в нижнем стволе [патент на изобретение RU 2646151, прототип].

Недостатком способа и обеспечивающего его реализацию устройства является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) особенно в зонально-неоднородных и низкопроницаемых пластах, что объясняется не эффективным воздействием на залежь технологических агентов и отбором продукции через два ствола многофункциональной скважины. В этом случае трудно реализовать объемное и в тоже время избирательное воздействие на залежь. Внешнее воздействие технологических агентов происходит крайне медленно и локально только в приствольных зонах многофункциональной скважины или неравномерно по наиболее проницаемым участкам залежи, например, трещиноватым или водоносным интервалам и не охватывает весь пласт. Это снижает эффективность технологических агентов, охват пласта воздействием, действие гравитационного и гидродинамического факторов, приводит к раннему прорыву интенсифицирующих агентов в добывающий ствол, обводнению многофункциональной скважины и уменьшению КИН залежи. Кроме того, способ не позволяет использовать благоприятный волновой (гидроимпульсный, газоимпульсный) режим закачки в пласт технологических агентов, а также отбора из пласта скважинной продукции, что также ограничивает область использования многофункциональной скважины, снижает охват низкопроницаемых зон воздействием, нефтеотдачу залежи в целом.

Задача изобретения - расширение области использования многофункциональной скважины, повышение эффективности внешнего воздействия на пласт, увеличение нефтеотдачи залежи, снижение затрат на бурение скважин, повышение эффективности и надежности работы устройства в сложных геолого-технологических условиях.

Техническим результатом изобретения является возможность реализации объемного и избирательного воздействия на залежь, интенсификация внешнего воздействия на пласт, повышение охвата его воздействием за счет равномерного распределения воздействия и отбора продукции по всему объему залежи, повышение эффективности использования технологических агентов путем распространения их действия в глубину залежи.

Для достижения этого технического результата в предлагаемом способе разработки трудноизвлекаемой залежи нефти, включающем бурение в пласте основного горизонтального ствола и радиальных каналов при строительстве многофункциональной скважины, спуск в нее эксплуатационной колонны с заколонными пакерами и фильтрами, организацию при этом заколонного пространства, проведение в эксплуатационной колонне спускоподъемных операций малогабаритным инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, бурение гидромониторной компоновкой через отклонитель и эксплуатационную колонну в глубь пласта радиальных каналов сверхмалого диаметра и радиуса кривизны, а также протяженной и управляемой с устья траекторией, спуск в эксплуатационную колонну лифтовой трубы и добывающего оборудования с использованием глубинного насоса, организацию при этом межколонного пространства, закачку по лифтовой трубе и нагнетание в пласт технологического агента с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом, при этом согласно изобретению при спуске эксплуатационной колонны в ее состав последовательно через определенное расстояние включают секционные муфты, между которыми устанавливают фильтры, заколонное пространство напротив секционных муфт изолируют пакерами, например разбухающего типа, затем в скважине проводят спускоподъемные операции малогабаритным инструментом, а именно колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой и напротив секционных муфт сначала бурят первые и вторые входы секций, которые обсаживают оснащенными разбухающими пакерами хвостовиками, после этого через капитально обустроенные входы секций гидромониторной компоновкой с помощью того же отклонителя в каждой секции бурят равномерно расположенные по объему пласта две независимые сети параллельных основному горизонтальному стволу радиальных каналов, причем через первые входы каждой секций образуют разветвленную нагнетательную сеть, а через вторые входы секций, - разветвленную добывающую сеть, затем в построенную таким образом многофункциональную скважину спускают лифтовую трубу и струйный насос, который подключают параллельно к первым входам секций и на этапе добычи скважинной продукции питают нагнетаемым в пласт технологическим агентом в качестве активной среды, при этом камеру смешения струйного насоса подключают одновременно ко всем вторым входам секций и фильтрам, при этом обеспечивают возможность работы нагнетательной и добывающей сети в условиях многофункциональной скважины независимо друг от друга и в волновом режиме.

Для достижения технического результата в предлагаемом устройстве для разработки трудноизвлекаемой залежи нефти, включающем спускаемую в основной горизонтальный ствол многофункциональной скважины эксплуатационную колонну с пакерами и фильтрами, организацию при этом заколонного пространства, спускаемый в эксплуатационную колонну малогабаритный инструмент, а именно колтюбинговая труба с проводной линией, отклонитель и гидромониторная компоновка или хвостовик с пакером, причем отклонитель снабжен электромагнитным замком и фиксатором, а гидромониторная компоновка содержит ориентируемое сопло, инклинометр и узел разворота отклонителя, спускаемую в эксплуатационную колонну при организации межколонного пространства лифтовую трубу с добывающим оборудованием в составе глубинного насоса и портов, разделенных пакерами разбухающего типа, при этом согласно изобретению эксплуатационная колонна содержит секционные муфты, делящие основной горизонтальный ствол по длине на отдельные секции, каждая из секционных муфт содержит пакер, например разбухающего типа, верхнее и нижнее отверстие с магнитной меткой для позиционирования малогабаритного инструмента и бурения через эти отверстия первых и вторых входов секций, а также радиальных каналов, причем отклонитель содержащий приемник магнитной метки при спускоподъемных операциях малогабаритного инструмента имеет возможность многократного фиксирования и оставления в эксплуатационной колонне на уровне любого отверстия секционной муфты, а сами отверстия способны повторно пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу и гидромониторную компоновку или оснащенный пакером хвостовик, обеспечивая бурение и капитальное обустройство первых, вторых входов секций и радиальных каналов нагнетательной и добывающей сети, при этом лифтовая труба, спускаемая в эксплуатационную колонну по окончании строительства многофункциональной скважины, через расстояние равное длине секций оснащена ответными (секционными) муфтами, совпадающими по глубине с секционными муфтами эксплуатационной колонны, причем каждая ответная муфта в межколонном пространстве содержит двойной разбухающий пакер, верхний межпакерный порт, верхний байпас с клапаном и нижний байпас, причем верхний байпас связан с верхним межпакерным портом, первым входом секции и шунтирует часть пакера, а нижний байпас шунтирует весь двойной пакер и связан со вторым входом секции, при этом первая от устья ответная муфта оснащена струйным насосом и гидропульсатором, причем струйный насос питается по лифтовой трубе и установлен в нижнем байпасе, выполненным в виде диффузора с выходом в надпакерную зону двойного пакера, при этом камера смешения струйного насоса через клапан связана нижними байпасами со вторыми входами секций и фильтрами для подвода пассивной среды и отбора скважинной продукции, причем гидропульсатор устанавливают в лифтовой трубе и выполняют в виде турбины периодически перекрывающей активную среду струйного насоса.

В отличие от известного способа и реализующего его устройства, предлагаемое изобретение основано на строительстве многофункциональной скважины с использованием разветвленных секционированных сетей радиальных каналов, которые заменяют один из двух горизонтальных ее стволов. Это позволяет более эффективно с большим охватом воздействовать на пласт одной скважиной и одновременно через нее же в значительном объеме залежи отбирать с помощью струйного насоса скважинную продукцию. Бурение радиальных каналов проводят через отверстия введенных секционных муфт эксплуатационной колонны, что повышает технологичность способа, расширяет его функциональные возможности и повышает надежность и оперативность работы устройства в целом. Две независимые сети радиальных каналов пробуренных с высокой плотностью в пласте из многофункциональной скважины позволяют установить необходимую гидродинамическую связь между ними и основным ее стволом. Волновой режим продавки агента и отбора продукции через длинные радиальные каналы повышает и выравнивает проницаемость разветвленных сетей, способствует созданию вокруг них дополнительной трещиноватости, увеличивает глубину и охват воздействия. Отдельная гидродинамическая связь по двум независимым параллельным сетям с зонами дополнительной трещиноватости позволяет через одну (нагнетательную) сеть эффективно закачивать технологические агенты в пласт, а через другую (добывающую) сеть одновременно проводить отбор скважинной продукции с большого объема залежи, что интенсифицирует процесс добычи в рассматриваемых условиях. Указанные сети радиальных каналов создают и используют отдельными секциями, что также повышает эффективность внешнего воздействия и рентабельность разработки в целом. Капитально обустроенные входы секций с системой их детектирования и возможностью повторного в них захода колтюбинговой трубой и гидромониторной компоновкой способствует успешному созданию разветвленных нагнетательных и добывающих сетей заданной плотности и протяженности.

Предлагаемый способ разработки трудноизвлекаемой, например сверхвязкой залежи нефти и устройство для его осуществления поясняются чертежами, представленными фиг.1-11 (масштаб условный).

На фиг. 1 в разрезе дана схема основного горизонтального ствола с эксплуатационной колонной; на фиг. 2 - то же, а также спущенная в эксплуатационную колонну колтюбинговая труба с отклонителем и гидромониторной компоновкой, этап строительства многофункциональной скважины; на фиг. 3 в аксонометрии (масштаб уменьшен) дана схема расположения в пласте основного ствола и отдельных секций нагнетательной и добывающей сети радиальных каналов, этап окончания строительства многофункциональной скважины; на фиг. 4 дана схема позиционирования в эксплуатационной колонне колтюбинговой трубы с отклонителем и гидромониторной компоновкой, транспортное положение малогабаритного инструмента в скважине; на фиг. 5 дана схема бурения первого входа секции сквозь эксплуатационную колонну в глубь пласта; на фиг. 6 дана схема подъема колтюбинговой трубы и гидромониторной компоновки на устье с оставлением отклонителя в скважине, этап обсадки первого входа секции; на фиг. 7 - то же, момент спуска и ввода колтюбинговой трубы с хвостовиком и пакером через отклонитель в первый вход секции; фиг. 8 - то же, момент подъема колтюбинговой трубы из скважины и завершения обсадки первого входа секции; на фиг. 9 дана схема лифтовой трубы с ответными муфтами и добывающим оборудованием; на фиг. 10 дана схема закачки парогаза в построенную многофункциональную скважину, этап предварительного прогрева пласта; на фиг. 11 - то же, основной этап добычи скважинной продукции.

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения. Пласт сверхвязкой нефти 1; основной горизонтальный ствол 2, радиальный канал 2а, первый 2б и второй 2с вход секции многофункциональной скважины; эксплуатационная колонна 3; секционная муфта 4; секция 5; фильтр 6; заколонный пакер 7; верхнее 8 и нижнее 9 отверстие секционной муфты; магнитная метка 10; заколонное пространство 11; колтюбинговая труба 12; отклонитель 13; гидромониторная компоновка 14; электромагнитный замок 15 и фиксатор 16 отклонителя; разбухающий пакер 17 хвостовика 18; приемник метки 19 отклонителя; нагнетательная 20 и добывающая сеть 21 отдельной секции; лифтовая труба 22; ответная (секционная) муфта 23 лифтовой трубы; межколонное пространство 24; двойной разбухающий пакер 25 и 26; верхний межпакерный порт 27; верхний байпас 28 с клапаном 29; нижний байпас 30; струйный насос 31; турбина 32 гидропульсатора; диффузор 33 струйного насоса с выходом в надпакерную зону 34; камера смешения 35 струйного насоса с клапаном 36.

Способ осуществляется следующим образом.

При разработке трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти в пласте 1 бурят основной горизонтальный ствол 2 многофункциональной скважины, который обсаживают эксплуатационной колонной 3 (фиг. 1). При спуске эксплуатационной колонны 3 в ее состав последовательно через определенное расстояние L, например 300м включают секционные муфты 4, делящие основной ствол 2 по длине на отдельные секции 5. Между муфтами 4 устанавливают фильтры 6. В общем случае число секционных муфт 4 (секций 5) может быть различным. Длину L секций 5 и их число (ниже рассматриваются три секции и три секционные муфты) определяют исходя из сложности строения залежи, длины основного горизонтального ствола 2, технических возможностей оборудования и экономических соображений. Каждая из секционных муфт 4 эксплуатационной колонны 3 содержит заколонный пакер 7, например разбухающего типа, верхнее 8 и нижнее 9 отверстие с позиционирующей магнитной меткой 10. После разбухания пакеров 7 и изолирования напротив секционных муфт 4 заколонного пространства 11 в эксплуатационную колонну 3 на колтюбинговой трубе 12 с проводной линией (не показано) спускают отклонитель 13 и гидромониторную компоновку 14 (фиг. 2). Отклонитель 13 содержит электромагнитный замок 15 и фиксатор 16. Гидромониторную компоновку 14 спускают в составе ориентируемого сопла, инклинометра и узла разворота (последние позиции не показаны). После спуска в скважину малогабаритного инструмента в эксплуатационной колонне 3 проводят спускоподъемные операции колтюбинговой трубой 12 с отклонителем 13 и гидромониторной компоновкой 14, бурят радиальные каналы 2а в пласте 1 сквозь отверстия 8, 9 муфт 4 и заканчивают строительство многофункциональной скважины (фиг. 3).

Сначала через отверстия 8, 9 напротив секционных муфт 4 в пласт 1 бурят радиальные первые 2б и вторые 2с входы секций 5, которые затем капитально обустраивают, а именно обсаживают оснащенными разбухающими пакерами 17 хвостовиками 18. В транспортном положении малогабаритного инструмента, используя систему детектирования отверстий в виде магнитной метки 10 - приемник метки 19 отклонителя и узел разворота (позиция не показана) гидромониторной компоновки 14 стопорят отклонитель 13 фиксатором 16 напротив выбранного, например отверстия 8 средней секционной муфты 4а (фиг. 4). Открывают электромагнитный замок 15 отклонителя 13, подачей колтюбинговой трубы 12 вводят в отверстие 8 гидромониторную компоновку 14 и в пласте 1 бурят радиальный первый вход 2б длиной ℓ порядка 5÷10м секции 5 (фиг. 5). Для обсадки пробуренного входа 2б поднимают колтюбинговую трубу 12 с гидромониторной компоновкой 14 на устье, при этом отклонитель 13 оставляют в скважине при неизменном положении относительно верхнего отверстия 8 (фиг. 6). Переоснащают колтюбинговую трубу 12 хвостовиком 18 и разбухающим пакером 17, спускают эту компоновку в скважину и через отклонитель 13 и отверстие 8 вводят в пробуренный вход 2б до его забоя (фиг. 7). При повышенной осевой нагрузке открывают встроенный в эту компоновку замок (не показано), отсоединяются от пакера 17 и хвостовика 18, поднимают колтюбинговую трубу 12 на устье и заканчивают обсадку первого входа 2б (фиг. 8). Аналогично проводят бурение и обсадку других радиальных первых 2б и вторых 2с входов отдельных секций 5. Далее через обсаженные первые 2б и вторые 2с входы секций 5 колтюбинговой трубой 12 и гидромониторной компоновкой 14 (возможно меньшего диаметра) с помощью того же отклонителя 13 с разветвлением бурят равномерно расположенные по объему пласта 1 две сети 20, 21 параллельных основному горизонтальному стволу 2 радиальных каналов 2а (фиг. 2). Через отверстия 8 и первые входы 2б каждой секций 5 бурят нагнетательные сети 20. Через отверстия 9 и вторые входы 2с каждой секции 5 бурят добывающие сети 21. Спускоподъемные операции малогабаритного инструмента и бурение радиальных каналов 2а проводят известным способом, но с учетом возможности многократного фиксирования отклонителя 13 и оставления его в эксплуатационной колонне 3 на уровне любого отверстия 8 и 9, а также возможного повторного в них захода колтюбинговой трубы 12 и гидромониторной компоновки 14. Отверстия 8, 9 выполняют достаточно большого размера для свободного пропускания колтюбинговой трубы 12 и гидромониторной компоновки 14 (или хвостовика 18 с пакером 17), обеспечивая бурение и капитальное обустройство входов 2б, 2с и радиальных каналов 2а нагнетательных 20 и добывающих 21 сетей. Плотность разбуривания пласта 1, а именно расстояние между радиальными каналами 2а (порядка 5÷10м) в сетях 20, 21 определяется строением пласта, планируемым внешним воздействием, экономическими соображениями и уточняется опытным путем.

После завершения строительства многофункциональной скважины основным горизонтальным стволом 2 и отдельными секциями 5 нагнетательных 20 и добывающих 21 сетей радиальных каналов 2а из эксплуатационной колонны 3 на устье поднимают колтюбинговую трубу 12 с отклонителем 13 и гидромониторной компоновкой 14. Затем в эксплуатационную колонну 3 спускают лифтовую трубу 22 с добывающим оборудованием (фиг. 9, 10). Лифтовую трубу 22 при спуске через расстояние L равное длине секций 5 оснащают ответными (секционными) муфтами 23 (в данном случае тремя ответными муфтами через 300м), которые в горизонтальном стволе 2 размещают напротив трех секционных муфт 4 эксплуатационной колонны 3. Каждая ответная муфта 23 в межколонном пространстве 24 содержит двойной разбухающий пакер 25 и 26, верхний межпакерный порт 27, верхний байпас 28 с клапаном 29 и нижний байпас 30. Верхний байпас 28 ответной муфты 23 связан с верхним межпакерным портом 27, первым входом 2б секций 5 и шунтирует часть 26 пакера 25, 26. Нижний байпас 30 шунтирует весь двойной пакер 25, 26 и связан со вторым входом 2с этой же секции 5. Первую от устья ответную муфту 23 оснащают струйным насосом 31 и гидропульсатором в виде турбины 32. Струйный насос 31 устанавливают в нижнем байпасе 30 и подключают параллельно к первым 2б входам секций 5 с возможностью питания его нагнетаемым в пласт 1 технологическим агентом в качестве активной среды. При этом байпас 30 выполняют в виде диффузора 33 с выходом в надпакерную зону 34 двойного пакера 25, 26. Камеру смешения 35 струйного насоса 31 через клапан 36 и нижние байпасы 30 подключают одновременно ко всем вторым 2с входам секций 5 и фильтрам 6 для подвода пассивной среды и отбора скважинной продукции. Турбину 32 гидропульсатора устанавливают в лифтовой трубе 22 для периодического перекрытия активной среды струйного насоса 31.

При добыче трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти сначала на предварительном этапе прогрева пласта 1 технологический агент (парогаз) закачивают при относительно низком давлении по лифтовой трубе 22 (фиг. 10). Основная часть парогаза в пласт 1 поступает через верхние межпакерные порты 27, клапаны 29, верхние 28 и нижние 30 байпасы, входы 2б, 2с, радиальные каналы 2а в параллельные основному стволу 2 нагнетательные 20 и добывающие 21 сети, фильтры 6 и равномерно с большим охватом продавливается в пласт. Капитально обустроенные герметичные входы 2б, 2с секций 5 исключают отрицательный прорыв парогаза между ними и через основной ствол 2 многофункциональной скважины. В процессе закачки часть парогаза - активной среды при закрытом клапане 36 выходит через струйный насос 31 в надпакерную зону 34 и по межколонному пространству 24 возвращается на устье скважины. После прогрева пласта 1 через нагнетательную 20, добывающую 21 сеть секций 5 и фильтры 6 переходят к основному этапу добычи скважинной продукции. Повышают давление нагнетания парогаза в лифтовой трубе 22 до рабочего значения, закрывают клапаны 27 и переводят струйный насос 31 в рабочий режим откачки скважинной продукции (фиг. 11). Теперь парогаз в пласт 1 поступает через первые входы 2б секций 5 и радиальные каналы 2а только нагнетательной сети 20. Закачиваемый под высоким рабочим давлением поток парогаза через нагнетательные сети 20 поступает в предварительно прогретый объем залежи, а часть потока под этим же давлением через струйный насос 31 возвращается на устье скважины. Давление в глубине залежи, передаваемое через разветвленную нагнетательную сеть 20 возрастает, а в камере смешения 35 связанной через открытый клапан 36, нижние байпасы 30 и межколонное пространство 24 с фильтрами 6, вторыми входами 2с и радиальными каналами 2а добывающих сетей 21 секций 5 падает. Это обеспечивает закачку парогаза через нагнетательную сеть 20 всех предварительно прогретых секций 5 и одновременный отбор из них скважинной продукции через добывающую сеть 21 и фильтры 6 в условиях многофункциональной скважины и комбинированного гравитационного, гидродинамического и химического вытеснения флюида из пласта 1. Практически неограниченная плотность радиальных каналов 2а разветвленной нагнетательной 20 и добывающей 21 сети в глубине залежи способствует повышению КИН, особенно в неоднородных пластах, причем в условиях одной скважины. Для большего вытеснения пластового флюида из пласта 1 на всех этапах воздействия (прогрева) и добычи генерируют импульсы давления с помощью турбины 32 гидропульсатора. При закачке парогаза по лифтовой трубе 22 турбина 32 гидропульсатора периодически перекрывает активную среду, которой питают струйный насос 31, создает высокоамплитудные импульсы давления в радиальных каналах 2а нагнетательной 20, добывающей 21 сети и вытесняют флюид из пласта 1 в благоприятном волновом режиме. Применение струйного насоса 31 в импульсном режиме также повышает его КПД, депрессию на пласт и коэффициент эжекции. Кроме того, использование струйного насоса 31 и парогаза в качестве активной рабочей среды позволяет в условиях многофункциональной поддерживать необходимую температуру по ее стволу и поднимать продукцию, в данном случае сверхвязкую нефть до устья в оптимальных условиях. Вместо одного струйного насоса 31 ответная муфта 23 может содержать несколько струйных насосов расположенных по кругу. В этом случае турбину 32 гидропульсатора устанавливают на общий вход струйных насосов. Струйные насосы защищают фильтром (не показано). При использовании управляемых портов 27, например, с помощью проводной линии и исполнительных механизмов возможно избирательное воздействие и отбор скважинной продукции по отдельным секциям 5, что предпочтительней. Отклонитель 13 в эксплуатационную колонну 3 может спускаться на отдельной колонне труб.

Использование предлагаемого способа и устройства при разработке залежи трудноизвлекаемой, например сверхвязкой нефти позволяет многофункциональной (одной) горизонтальной скважиной обеспечить повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) до 0.6÷0.7 и более, что существенно, особенно в неоднородных пластах. Особенностью способа является возможность его использования в уже пробуренной действующей горизонтальной скважине. В такой скважине первые и вторые входы отдельных секций бурят непосредственно через эксплуатационную колонну (например, с помощью фрезы), при этом ответные (секционные) муфты лифтовой трубы в горизонтальном стволе размещают с учетом этих пробуренных входов. Кроме того, способ позволяет, начиная, например, от носка последовательно по всему стволу или выборочно бурить и разрабатывать по одной секции определенной длины сети радиальных каналов горизонтальной скважины. При этом используется периодический спуск-подъем лифтовой трубы с одной ответной (секционной) муфтой после бурения и разработки очередной секции.

Изобретение относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано при добыче трудноизвлекаемой, например, сверхвязкой нефти с использованием горизонтальных скважин. Техническим результатом изобретения является возможность реализации объемного и избирательного воздействия на залежь, интенсификации внешнего воздействия на пласт, повышение охвата его воздействием за счет равномерного распределения воздействия и отбора продукции по всему объему залежи. В частности, заявлен способ разработки трудноизвлекаемой залежи нефти, включающий бурение в пласте основного горизонтального ствола и радиальных каналов при строительстве многофункциональной скважины, спуск в неё эксплуатационной колонны с заколонными пакерами и фильтрами, проведение в эксплуатационной колонне спускоподъемных операций колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, бурение гидромониторной компоновкой через отклонитель и эксплуатационную колонну в глубь пласта радиальных каналов протяжённой и управляемой с устья траекторией, спуск в эксплуатационную колонну лифтовой трубы и добывающего оборудования с использованием глубинного насоса, закачку по лифтовой трубе и нагнетание в пласт технологического агента с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом. При спуске эксплуатационной колонны в её состав последовательно на определённом расстоянии друг от друга включают секционные муфты, между которыми устанавливают фильтры. Заколонное пространство напротив секционных муфт изолируют пакерами разбухающего типа. Затем в скважине проводят спускоподъемные операции колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой и напротив секционных муфт сначала бурят первые и вторые входы секций, которые обсаживают оснащёнными разбухающими пакерами хвостовиками, после этого через капитально обустроенные входы секций гидромониторной компоновкой с помощью того же отклонителя в каждой секции бурят равномерно расположенные по объёму пласта две независимые сети параллельных основному горизонтальному стволу радиальных каналов. Причём через первые входы каждой секций образуют разветвлённую нагнетательную сеть, а через вторые входы секций − разветвлённую добывающую сеть. В построенную таким образом многофункциональную скважину спускают лифтовую трубу и струйный насос, который подключают параллельно к первым входам секций и на этапе добычи скважинной продукции питают нагнетаемым в пласт технологическим агентом в качестве активной среды. При этом камеру смешения струйного насоса подключают одновременно ко всем вторым входам секций и фильтрам и обеспечивают возможность работы нагнетательной и добывающей сети в условиях многофункциональной скважины независимо друг от друга и в волновом режиме. Заявлено также устройство для разработки трудноизвлекаемой залежи нефти для осуществления указанного способа. 2 н.п. ф-лы, 11 ил.

1. Способ разработки трудноизвлекаемой залежи нефти, включающий бурение в пласте основного горизонтального ствола и радиальных каналов при строительстве многофункциональной скважины, спуск в неё эксплуатационной колонны с заколонными пакерами и фильтрами, организацию при этом заколонного пространства, проведение в эксплуатационной колонне спускоподъемных операций колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой, бурение гидромониторной компоновкой через отклонитель и эксплуатационную колонну в глубь пласта радиальных каналов протяжённой и управляемой с устья траекторией, спуск в эксплуатационную колонну лифтовой трубы и добывающего оборудования с использованием глубинного насоса, организацию при этом межколонного пространства, закачку по лифтовой трубе и нагнетание в пласт технологического агента с возможностью одновременного отбора скважинной продукции глубинным насосом, отличающийся тем, что при спуске эксплуатационной колонны в её состав последовательно на определённом расстоянии друг от друга включают секционные муфты, между которыми устанавливают фильтры, заколонное пространство напротив секционных муфт изолируют пакерами разбухающего типа, затем в скважине проводят спускоподъемные операции колтюбинговой трубой с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой и напротив секционных муфт сначала бурят первые и вторые входы секций, которые обсаживают оснащёнными разбухающими пакерами хвостовиками, после этого через капитально обустроенные входы секций гидромониторной компоновкой с помощью того же отклонителя в каждой секции бурят равномерно расположенные по объёму пласта две независимые сети параллельных основному горизонтальному стволу радиальных каналов, причём через первые входы каждой секций образуют разветвлённую нагнетательную сеть, а через вторые входы секций − разветвлённую добывающую сеть, затем в построенную таким образом многофункциональную скважину спускают лифтовую трубу и струйный насос, который подключают параллельно к первым входам секций и на этапе добычи скважинной продукции питают нагнетаемым в пласт технологическим агентом в качестве активной среды, при этом камеру смешения струйного насоса подключают одновременно ко всем вторым входам секций и фильтрам, при этом обеспечивают возможность работы нагнетательной и добывающей сети в условиях многофункциональной скважины независимо друг от друга и в волновом режиме.

2. Устройство для разработки трудноизвлекаемой залежи нефти, включающее спускаемую в основной горизонтальный ствол многофункциональной скважины эксплуатационную колонну с пакерами и фильтрами, организацию при этом заколонного пространства, спускаемую в эксплуатационную колонну колтюбинговую трубу с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой или хвостовиком с пакером, причём отклонитель снабжён электромагнитным замком и фиксатором, а гидромониторная компоновка содержит ориентируемое сопло, инклинометр и узел разворота отклонителя, спускаемую в эксплуатационную колонну при организации межколонного пространства лифтовую трубу с добывающим оборудованием в составе глубинного насоса и муфт, разделенных пакерами разбухающего типа, отличающееся тем, что эксплуатационная колонна содержит секционные муфты, делящие основной горизонтальный ствол по длине на отдельные секции, каждая из секционных муфт содержит пакер разбухающего типа, верхнее и нижнее отверстие с магнитной меткой для позиционирования колтюбинговой трубы с проводной линией, отклонителем и гидромониторной компоновкой и бурения через эти отверстия первых и вторых входов секций, а также радиальных каналов, причём отклонитель, содержащий приёмник магнитной метки при спускоподъёмных операциях, имеет возможность многократного фиксирования и оставления в эксплуатационной колонне на уровне любого отверстия секционной муфты, а сами отверстия способны повторно пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу и гидромониторную компоновку или оснащённый пакером хвостовик, обеспечивая бурение и капитальное обустройство первых, вторых входов секций и радиальных каналов нагнетательной и добывающей сети, при этом лифтовая труба, спускаемая в эксплуатационную колонну по окончании строительства многофункциональной скважины, через расстояние, равное длине секций, оснащена ответными секционными муфтами, совпадающими по глубине с секционными муфтами эксплуатационной колонны, причём каждая ответная секционная муфта в межколонном пространстве содержит двойной разбухающий пакер, верхний межпакерный порт, верхний байпас с клапаном и нижний байпас, причём верхний байпас связан с верхним межпакерным портом, первым входом секции и шунтирует часть пакера, а нижний байпас шунтирует весь двойной разбухающий пакер и связан со вторым входом секции, при этом первая от устья ответная муфта оснащена струйным насосом и гидропульсатором, причём струйный насос питается по лифтовой трубе и установлен в нижнем байпасе, выполненным в виде диффузора с выходом в надпакерную зону двойного пакера, при этом камера смешения струйного насоса через клапан связана нижними байпасами со вторыми входами секций и фильтрами для подвода пассивной среды и отбора скважинной продукции, причём гидропульсатор устанавливают в лифтовой колонне и выполняют в виде турбины, периодически перекрывающей активную среду струйного насоса.