Способ интенсификации добычи нефти в высокообводнённых пластах Российский патент 2024 года по МПК E21B33/14 E21B43/25 

Изобретение относится к области эксплуатации скважин, в частности к обработке и освоению скважин при их сооружении или ремонте, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в сложных геолого-технологических условиях.

Известен способ интенсификации добычи нефти, основанный на дополнительном бурении из основного обсаженного ствола скважины радиальных каналов малого диаметра и радиуса кривизны. Этот способ включает бурение основного, в том числе горизонтального ствола, а также бурение из основного обсаженного ствола множества радиальных каналов протяжённой управляемой с устья траектории за одну спускоподъемную операцию (СПО) с трубами в приемлемое для практики время. Бурение радиальных каналов проводят высокоскоростной струей жидкости с помощью управляемого по проводной линии гидромонитора. При этом используют колтюбинговую трубу, пропускаемую через отклонитель, который располагают в основном стволе скважины. Отклонитель в основной ствол скважины спускают отдельной колонной насосно-компрессорных туб (НКТ) на уровень пласта и фиксируют пакером-якорем в нужном азимуте. При вводе гидромонитора в отклонитель через колтюбинговую трубу нагнетают песчано-жидкостную смесь и путём гидропескоструйной перфорации сначала создают зарезку обсадной колонны основного ствола скважины. (Зарезку обсадной колонны можно создать фрезой с использованием отдельной спускоподъёмной операцией колтюбинговой трубы). Затем под рабочим давлением в колтюбинговую трубу и гидромонитор нагнетают промывочную жидкость, разрушают цемент, породу пласта и проводят бурение радиальных каналов. Использование протяжённых радиальных каналов, расположенных в глубине залежи и связанных с основным стволом скважины, способствует дренированию и добыче скважинной продукции. [Патенты на изобретение RU 2668620, 2703064; 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 является низкая дренирующая способность радиальных каналов при добыче нефти. Это объясняется малым диаметром получаемых радиальных каналов, что снижает охват залежи воздействием, ведёт к уменьшению добычи нефти. Кроме того, радиальные каналы малого диаметра в неустойчивых, например терригенных, породах со временем деформируются и снижают свою пропускную способность, что ограничивает область их использования для добычи нефти.

Известен более радикальный способ интенсификации добычи нефти, включающий гидравлический разрыв пласта (ГРП) жидкостью разрыва, например водой и закрепляющей суспензией пропанта с помощью продавочной среды. Этим способом создаются магистральные трещины при спуске компоновки ГРП с пакерами-якорями в обсаженную скважину и герметизация затрубного пространства компоновки выше и ниже межпакерного порта, связанного перфорированными отверстиями в обсадной колонне с пластом. Темп закачки в скважину и продавки в пласт через межпакерный порт жидкости разрыва, обеспечивающий разрыв горной породы на уровне выбранного интервала пласта, регулируют производительностью поверхностных насосов. Данный способ обладает достаточной дренирующей способностью, так как позволяет создавать в пласте высокопроводящие магистральные трещины ГРП, в результате чего в разработку вовлекается большая площадь продуктивного интервала, интенсифицируется добыча и повышается выработка запасов нефти [Recent Advances in Hydraulic Fracturing. J.L.Gidley, S.A.Holditch, D.E.Nierode, R.W.Veatch. - Monograph SPE, Volume 12, 452 р., 1989].

К недостаткам данного способа следует отнести низкую его эффективность в осложнённых условиях неоднородной среды, когда надо локально и избирательно создавать магистральные трещины ГРП в заданном определённом месте пласта, например незатронутом дренированием целике нефти. Низкая эффективность способа в указанных условиях объясняется непредсказуемостью распространения магистральной трещины ГРП. Поэтому этот способ не может применяться в многопластовых залежах с высокой расчлененностью разреза, в пластах с близким расположением водоносных и газоносных горизонтов, на поздней стадии разработки месторождений, для интенсификации нефтяных оторочек, целиков нефти и других осложнённых объектов разработки.

За прототип принят способ интенсификации добычи нефти в обводнённых условиях зрелых месторождений, основанный на проведении локализованного гидроразрыва пласта (ГРП) в застойных (относительно низкопроницаемых) зонах или целиках нефти с остаточными запасами. В этом способе сначала проводят пилотный газогидроразрыв пород в целике нефти перед основным ГРП для локализации магистральной трещины. Пилотный газогидроразрыв пород создают с помощью пробуренной избирательной сети параллельных радиальных каналов и химического воздействия в заданном определённом месте пласта – целике нефти. Этот способ, позволяющий локализовать магистральные трещины ГРП, применяется для обсаженных скважин и осуществляется следующим образом. В основной обсаженный, например, горизонтальный ствол скважины на колонне НКТ спускают отклонитель, который фиксируют пакером-якорем в нужном азимуте на уровне пласта. Затем в колонну НКТ и отклонитель на колтюбинговой трубе спускают гидромонитор, проводят зарезку обсадной колонны, например, путём гидропескоструйной перфорации и создают общий сетевой вход из основного ствола в целик нефти. Через созданный сетевой вход разбуривают целик нефти избирательной сетью радиальных каналов. После разбуривания целика нефти избирательной сетью радиальных каналов из скважины извлекают колонну НКТ, отклонитель, колтюбинговую трубу и гидромонитор. Затем в скважину спускают компоновку ГРП с управляемым циркуляционным клапаном и проточным гидропульсатором, содержащим два пакера-якоря, межпакерный выход – порт и турбину, перекрывающую прерывателем потока перепускное отверстие гидропульсатора. При спуске компоновки ГРП межпакерный порт гидропульсатора с помощью пакеров-якорей подключают к пробуренному сетевому входу и всей пробуренной избирательной сети радиальных каналов. Далее единым циклом через сетевой вход и сеть радиальных каналов в гидроимпульсном режиме закачивают технологические агенты, создают пилотный газогидроразрыв пород и локализованный в целике нефти гидроразрыв пласта – магистральную трещину (ГРП). После проведения локализованного ГРП через тот же сетевой вход основного ствола осваивают скважину и приступают к добыче остаточных запасов целика нефти [патент на изобретение RU 2801968, прототип].

К недостаткам данного способа следует отнести низкую его эффективность в более сложных геолого-технологических условиях, а именно в высокообводнённых пластах зрелых месторождений, когда магистральную трещину ГРП в целике нефти необходимо создавать из основного ствола скважины через водоносную проницаемую часть пласта. Водоносная проницаемая часть пласта, лежащая между основным стволом и целиком нефти, отрицательно влияет как на проведение пилотного газогидроразрыва пород и основного ГРП, так и на последующую добычу остаточных запасов нефти. В этом случае возможна утечка рабочей среды (химических и других технологических агентов) в проницаемую водоносную зону и снижение точности локализации магистральной трещины ГРП, а на этапе добычи нефти – нежелательное дренирование водоносной части пласта. Указанные отрицательные явления ещё больше проявляются при нарушении качества крепления основного ствола скважины обсадной колонной. Поэтому этот способ затруднительно использовать на поздней стадии разработки месторождений для интенсификации добычи продукции из нефтяных оторочек, целиков нефти и других объектов разработки, окружённых относительно основного ствола промытой водяной зоной. Кроме того, способ требует применения двух различных раздельно спускаемых компоновок в скважину, а именно компоновки для бурения радиальных каналов (колонну НКТ, отклонитель, колтюбинговую трубу и гидромонитор) и компоновку ГРП с гидропульсатором, что увеличивает число спускоподъёмных операций (СПО), усложняет проведение работ и снижает их надёжность.

Задача изобретения – расширение функциональных возможностей и области использования способа, например, в неоднородных высокообводнённых пластах, а также упрощение способа, повышение его эффективности и надежности в сложных геолого-технологических условиях.

Техническим результатом изобретения является уменьшение отрицательного влияния водоносной части пласта на интенсификацию добычи нефти, повышение точности локализации магистральных трещин ГРП, снижение аварийности работ, влияния качества крепления скважины, обводнённости скважинной продукции, повышение нефтеизвлечения остаточных запасов в целом.

Для достижения этого технического результата в способе интенсификации добычи нефти в высокообводнённых пластах, основанном на проведении локализованного в целике нефти гидроразрыва пласта (ГРП) и включающем спуск в основной обсаженный ствол скважины компоновки ГРП с гидропульсатором проточного типа, содержащем перепускное отверстие, два пакера-якоря и межпакерный порт, а также турбины, спуск также колтюбинговой трубы и гидромонитора, бурение из основного ствола сетевого входа через водоносную зону пласта в целик нефти, разбуривание из сетевого входа целика нефти сетью параллельных радиальных каналов, герметичное подключение с помощью пакеров-якорей к межпакерному порту сетевого входа и сети радиальных каналов, гидроимпульсную закачку через сетевой вход технологических агентов в сеть радиальных каналов с помощью турбины, периодически перекрывающей прерывателем потока перепускное отверстие гидропульсатора, создание единым циклом пилотного газогидроразрыва пород и основного гидроразрыва пласта (ГРП) с локализацией магистральной трещины в целике нефти, добычу остаточных запасов целика нефти через сетевой вход основного ствола, при этом согласно изобретению интенсификацию добычи нефти проводят при уменьшенном влиянии обводнённости пласта, для чего спускаемую в основной ствол скважины компоновку ГРП снабжают отклонителем, который выполняют в виде внутреннего канала проточного гидропульсатора с межпакерным портом и возможностью пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу, гидромонитор, а также хвостовик с пакерами разбухающего типа, при этом бурение сетевого входа и разбуривание целика нефти избирательной сетью радиальных каналов проводят колтюбинговой трубой и гидромонитором через межпакерный порт после спуска компоновки ГРП в скважину, причём после разбуривания целика нефти сетью радиальных каналов сетевой вход с заходами в целик нефти и внутренний канал введённого отклонителя крепят хвостовиком с двумя разбухающими пакерами на его концах для перекрытия этими пакерами затрубного пространства хвостовика, при этом гидроимпульсную закачку технологических агентов в пласт, создание пилотного газогидроразрыва пород и основного гидроразрыва пласта проводят после спуска хвостовика, активации разбухающих пакеров и изоляции водоносной части пласта, при этом турбину для перекрытия перепускного отверстия гидропульсатора прерывателем потока выполняют съёмной и в основной ствол спускают отдельно потоком жидкости после спуска и крепления хвостовика с возможностью её посадки в верхней части внутреннего канала отклонителя напротив перепускного отверстия, которое выполняют управляемым с устья скважины.

Предлагаемый способ поясняется на примере горизонтальной скважины чертежами, представленными на фиг. 1-5.

На фиг. 1 в плане (плоскости напластования пород) дана схема расположения основного ствола относительно целика нефти и спущенной в скважину компоновки ГРП с гидропульсатором, транспортное положение; на фиг. 2 – то же, этапы спуска в компоновку ГРП колтюбинговой трубы и гидромонитора, фиксации внутреннего канала отклонителя в нужном направлении и зарезки обсадной колонны; на фиг. 3 – то же, этапы бурения сетевого входа до целика нефти и его разбуривания избирательной сетью радиальных каналов; на фиг. 4 – то же, этап крепления хвостовиком и пакерами разбухающего типа сетевого входа между целиком нефти и основным стволом скважины; на фиг. 5 – то же, этапы спуска съёмной турбины, гидроимпульсной закачки технологических агентов, создания пилотного, основного гидроразрыва пласта и добычи остаточных запасов целика нефти.

На указанных выше чертежах приняты следующие обозначения. Целик нефти 1; водоносная зона 2; основной ствол 3 скважины; обводнённый пласт 4; компоновка ГРП 5; внутренний канал 6 отклонителя в гидропульсаторе 7; межпакерный порт 8; пакеры-якоря 9; колтюбинговая труба 10 с гидромонитором 11; хвостовик 12 с пакерами 13 разбухающего типа; подпружиненное соединение 14 и перепускное отверстие 15 гидропульсатора; зарезка 16 обсадной колонны 17; сетевой вход 18 между основным стволом и целиком нефти; сеть 19 параллельных радиальных каналов для разбуривания целика нефти; затрубное пространство 20 хвостовика; заходы 21, 22 хвостовика соответственно в целик нефти и внутренний канал отклонителя; съёмная турбина 23 и прерыватель потока 24 гидропульсатора; технологические, включая химические, агенты 25; локализованная в целике нефти магистральная трещина 26 (ГРП); нефть 27; газ 28.

Предлагаемый способ интенсификации добычи нефти в высокообводнённых пластах осуществляется следующим образом.

При интенсификации добычи остаточных запасов из целика нефти 1, экранированного водоносной зоной 2 от основного, например, горизонтального ствола 3, в обсаженную скважину на уровень обводнённого пласта 4 спускают компоновку ГРП 5 (фиг. 1). Спускаемую в основной ствол 3 компоновку ГРП 5 снабжают отклонителем, который выполняют в виде внутреннего канала 6 проточного гидропульсатора 7 с межпакерным портом (выходом) 8 между пакерами-якорями 9 и возможностью пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу 10, гидромонитор 11, а также хвостовик 12 с пакерами 13 разбухающего типа (фиг. 2, 4). Проточной гидропульсатор 7 также снабжают управляемым с помощью подпружиненного соединения 14 перепускным отверстием 15, открытие-закрытие которого осуществляется с устья в любой момент времени под действием сжимающей нагрузки при активированном (открытом) положении пакеров-якорей 9. После спуска в обсаженную скважину компоновки ГРП 5 в неё спускают колтюбинговую трубу 10 и гидромонитор 11, при этом внутренний канал 6 отклонителя располагают в нужном относительно нефтяного целика 1 положении и активируют два пакера-якоря 9. В этом зафиксированном положении компоновки ГРП 5 после её спуска в скважину гидромонитор 11 вводят во внутренний канал 6 отклонителя путём подачи колтюбинговой трубы 10 с устья. При вводе гидромонитора 11 во внутренний канал 6 отклонителя нагнетают через колтюбинговую трубу 10 песчано-жидкостную смесь (перепускное отверстие 15 гидропульсатора 7 закрыто) и создают зарезку 16 обсадной колонны 17 (фиг. 2). Закачиваемая песчано-жидкостная смесь с высокой скоростью выходит из гидромонитора 11, образует зарезку 16 в разрушаемой обсадной колонне 17 и вместе со шламом выносится через зазор между колтюбинговой трубой 10, внутренним каналом 6 отклонителя и основной частью компоновки ГРП 5 на устье скважины. Затем под рабочим давлением нагнетают промывочную жидкость в колтюбинговую трубу 10, подают её в компоновку ГРП 5 сквозь межпакерный порт 8 и с помощью гидромонитора 11 из зарезки 16 бурят сетевой вход 18 через водоносную зону 2 пласта 4 в целик нефти 1 (фиг. 3). Продолжают подачу колтюбинговой трубы 10 в компоновку ГРП 5 сквозь межпакерный порт 8 и через сетевой вход 18 разбуривают целик нефти 1 избирательной сетью 19 параллельных радиальных каналов в плоскости напластования пород. (Из сетевого входа 18 разбуривание целика нефти 1 возможно несколькими сетями 19 параллельных радиальных каналов в нескольких плоскостях напластования пород, не показано). После этого сетевой вход 18 между целиком нефти 1 и основным стволом 3 скважины крепят хвостовиком 12 с двумя разбухающими пакерами 13 на его концах для перекрытия этими пакерами затрубного пространства 20 хвостовика и исключения влияния водоносной зоны 2 и качества крепления обсадной колонны 17 (фиг. 4). Колтюбинговую трубу 10 поднимают на устье, переоснащают хвостовиком 12 с двумя разбухающими пакерами 13, вновь спускают в компоновку ГРП 5, внутренний канал 6 отклонителя через межпакерный порт 8 гидропульсатора 7 вводят в сетевой вход 18. При этом обеспечивают заходы 21, 22 хвостовика 12 соответственно как в целик нефти 1, так и внутренний канал 6 отклонителя. Глубина заходов 21, 22 хвостовика 12 в целик нефти 1 и внутренний канал 6 отклонителя зависит от строения пласта 4, качества крепления обсадной колонны 17 и определяется опытным путём. После разбухания пакеров 13 на уровне заходов 21, 22 при повышенном натяге и открытии встроенного замка (не показано) поднимают колтюбинговую трубу 10 на устье и заканчивают крепление хвостовиком 12 сетевого входа 18 между целиком нефти 1 и основным стволом 3. При этом за счёт активированного положения двух пакеров-якорей 9 сетевой вход 18, а также сеть 19 радиальных каналов, избирательно пробуренная в глубине целика нефти 1, герметично подключаются к межпакерному порту 8 гидропульсатора 7. После крепления сетевого входа 18 натягом компоновки ГРП 5 открывают перепускное отверстие 15 и потоком жидкости отдельно спускают в основной ствол 3 съёмную турбину 23 и прерыватель 24 с возможностью плотной посадки в верхней части внутреннего канала 6 отклонителя напротив перепускного отверстия 15, обеспечивая нормальную работу гидропульсатора 7 (фиг. 5). Далее единым циклом через хвостовик 12 без утечек в водоносную зону 2 проводят гидроимпульсную закачку технологических агентов 25, создают пилотный газогидроразрыв, затем основной (локальный) гидроразрыв с магистральной трещиной 26 в нефтяном целике 1. Добычу остаточных запасов целика нефти 1 проводят, не меняя положения компоновки ГРП также через хвостовик 12 сетевого входа 18 без дренирования водоносной части 2 пласта 4. Для подъёма нефти 27 на устье скважины используют, например, газлифт с закачкой газа 28 между обсадной колонной 17 и компоновкой ГРП 5 через перепускное отверстие 15 гидропульсатора 7. При этом съёмная турбина 23 канатной техникой может быть удалена из скважины. По окончании разработки целика нефти 1 в основной ствол 3 спускают колтюбинговую трубу 10 с гидромонитором 11 или фрезой (не показано), подрезают хвостовик 12 во внутреннем канале 6 отклонителя на уровне его захода 22, располагают освобождённую компоновку ГРП 5 относительно следующего нефтяного целика и продолжают работы в аналогичной последовательности. В отдельных случаях при качественном креплении обсадной колонны 17 заход 22 хвостовика 12 в основной ствол 3 можно ограничить этой обсадной колонной.

Использование предлагаемого способа позволяет уменьшить влияние водоносной части пласта на процессы интенсификации добычи нефти, повысить точность локализации магистральных трещин ГРП в окружённых водой целиках нефти, обеспечить рентабельность их разработки при снижении аварийности работ, влияния качества крепления скважины, обводнённости скважинной продукции.

Изобретение относится к способу интенсификации добычи нефти в высокообводнённых пластах. Техническим результатом является уменьшение отрицательного влияния водоносной части пласта на интенсификацию добычи нефти, повышение точности локализации магистральных трещин ГРП, снижение аварийности работ, повышение нефтеизвлечения остаточных запасов в целом. Способ включает спуск в основной ствол скважины компоновки ГРП с гидропульсатором проточного типа, содержащим перепускное отверстие, два пакера-якоря и межпакерный порт, а также турбины. Также способ включает спуск колтюбинговой трубы и гидромонитора. Также способ включает бурение из основного ствола сетевого входа через водоносную зону пласта в целик нефти, разбуривание из сетевого входа целика нефти избирательной сетью радиальных каналов, герметичное подключение с помощью пакеров-якорей к межпакерному порту сетевого входа и всей сети радиальных каналов. Также способ включает гидроимпульсную закачку через сетевой вход технологических агентов в сеть радиальных каналов с помощью турбины, периодически перекрывающей прерывателем потока перепускное отверстие гидропульсатора, создание единым циклом пилотного газогидроразрыва пород и основного гидроразрыва пласта с локализацией магистральной трещины в целике нефти. Также способ включает добычу остаточных запасов целика нефти через сетевой вход основного ствола. Интенсификацию добычи нефти проводят при уменьшенном влиянии обводнённости пласта. Спускаемую в основной ствол скважины компоновку ГРП снабжают отклонителем, который выполняют в виде внутреннего канала проточного гидропульсатора с межпакерным портом и возможностью пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу, гидромонитор, а также хвостовик с пакерами разбухающего типа. Бурение сетевого входа и разбуривание целика нефти избирательной сетью радиальных каналов проводят колтюбинговой трубой и гидромонитором через межпакерный порт в составе компоновки ГРП после её спуска в скважину. После разбуривания целика нефти сетью радиальных каналов сетевой вход с заходами в целик нефти и внутренний канал введённого отклонителя крепят хвостовиком с двумя разбухающими пакерами на его концах для перекрытия этими пакерами затрубного пространства хвостовика. Гидроимпульсную закачку технологических агентов в пласт, создание пилотного газогидроразрыва пород и основного гидроразрыва пласта проводят после спуска хвостовика, активации разбухающих пакеров и изоляции водоносной части пласта. Турбину для перекрытия перепускного отверстия гидропульсатора прерывателем потока выполняют съёмной и в основной ствол спускают отдельно потоком жидкости после спуска и крепления хвостовика с возможностью её посадки в верхней части внутреннего канала отклонителя напротив перепускного отверстия, которое выполняют управляемым с устья скважины. 5 ил.

Способ интенсификации добычи нефти в высокообводнённых пластах, основанный на проведении локализованного в целике нефти гидроразрыва пласта (ГРП) и включающий спуск в основной обсаженный ствол скважины компоновки ГРП с гидропульсатором проточного типа, содержащим перепускное отверстие, два пакера-якоря и межпакерный порт, а также турбины, спуск колтюбинговой трубы и гидромонитора, бурение из основного ствола сетевого входа через водоносную зону пласта в целик нефти, разбуривание из сетевого входа целика нефти сетью параллельных радиальных каналов, герметичное подключение с помощью пакеров-якорей к межпакерному порту сетевого входа и всей сети радиальных каналов, гидроимпульсную закачку через сетевой вход технологических агентов в сеть радиальных каналов с помощью турбины, периодически перекрывающей прерывателем потока перепускное отверстие гидропульсатора, создание единым циклом пилотного газогидроразрыва пород и основного гидроразрыва пласта с локализацией магистральной трещины в целике нефти, добычу остаточных запасов целика нефти через сетевой вход основного ствола, отличающийся тем, что интенсификацию добычи нефти проводят при уменьшенном влиянии обводнённости пласта, для чего спускаемую в основной ствол скважины компоновку ГРП снабжают отклонителем, который выполняют в виде внутреннего канала проточного гидропульсатора с межпакерным портом и возможностью пропускать сквозь себя колтюбинговую трубу, гидромонитор, а также хвостовик с пакерами разбухающего типа, при этом бурение сетевого входа и разбуривание целика нефти сетью радиальных каналов проводят колтюбинговой трубой и гидромонитором через межпакерный порт после спуска компоновки ГРП в скважину, причём после разбуривания целика нефти сетью радиальных каналов сетевой вход с заходами в целик нефти и внутренний канал введённого отклонителя крепят хвостовиком с двумя разбухающими пакерами на его концах для перекрытия этими пакерами затрубного пространства хвостовика, при этом гидроимпульсную закачку технологических агентов в пласт, создание пилотного газогидроразрыва пород и основного гидроразрыва пласта проводят после спуска хвостовика, активации разбухающих пакеров и изоляции водоносной части пласта, при этом турбину для перекрытия перепускного отверстия гидропульсатора прерывателем потока выполняют съёмной и в основной ствол спускают отдельно потоком жидкости после спуска хвостовика с возможностью её глухой посадки в верхней части внутреннего канала отклонителя напротив перепускного отверстия, которое выполняют управляемым с устья скважины.