Способ повышения эффективности добычи пластовых флюидов Российский патент 2025 года по МПК E21B43/16 

Изобретение относится к области добычи пластовых флюидов и может найти применение при разработке коллекторов нефти и газа.

Известно (US, патент 6907936, опубл. 10.07.2003) применение системы заканчивания для проведения многостадийного разрыва пласта с портами ГРП, активируемыми шарами.

Известно (US, патент 7267172, опубл. 11.09.2007.) применение системы со скользящими (сдвижными) муфтами, активируемые с использованием специального инструмента, спускаемого на гибких насосно-компрессорных трубах. Известная система имеют множество различных модификаций.

Известен (RU, патент 2668209 опубл. 26.09.2018) способ для проведения многостадийного гидроразрыва пласта, включающий предварительные работы по бурению горизонтальной скважины, спуску и креплению в ней колонны-хвостовика, оборудованной устройствами для проведения многостадийного гидроразрыва; последовательную активацию устройств с проведением стадии гидроразрыва после активации каждого из устройств, при этом активация проводится посредством сброса в скважину седла с шаром и продавки их до соответствующего устройства в фазе продавки проппанта при гидроразрыве предыдущей стадии.

Недостатками всех перечисленных способов следует признать их пригодность только для технологии гидроразрыва пласта.

Техническая проблема, решаемая путем использования разработанного способа, состоит в усовершенствовании технологии добычи пластовых флюидов (нефти, природного газа и воды).

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного способа, состоит в повышении дебита скважины. Для достижения указанного технического результата; предложено использовать разработанный способ увеличения эффективности добычи нефти и газа. Согласно разработанному способу в ствол нефтедобывающей скважины до заданной глубины продуктивного интервала, определенной по характеристикам добычи скважины, спускают открытую, по меньшей мере, снизу трубу и разделяет весь продуктивный интервал скважины на отдельно работающих интервалы, определяемые по точкам по точкам отбора пластовых флюидов открытым входом опущенной трубы.

В некоторых вариантах реализации разработанного способа совместно с опускаемой трубой спускают заколонные пакера для изоляции межтрубного пространства между опускаемой трубой и отрытым стволом скважины, при этом, по меньшей мере, один пакер закрепляют на спускаемой трубе рядом с открытым концом трубы.

В других вариантах реализации разработанного способа 3 совместно с опускаемой трубой спускают внутриколонные пакера для изоляции межтрубного пространства между спускаемой трубой и спущенным оборудованием заканчивания скважины, в которое опускают трубу при этом, по меньшей мере, один пакер закрепляют на спускаемой трубе рядом с открытым концом трубы.

Возможны также варианты реализации разработанного способа, при которых совместно с опускаемой трубой спускают внутриколонные пакера для изоляции межтрубного пространства между опускаемой трубой и эксплуатационной колонной, в которую устанавливают опускаемую труба, при этом, по меньшей мере, один пакер закрепляют на опускаемой трубе рядом с открытым концом трубы.

При реализации разработанного способа предпочтительно, но не обязательно используют горизонтальную скважину или горизонтальный участок скважины.

Ниже приведена математическая модель разработанного способа.

Гидравлические потери давления в стволе горизонтальной скважины (ГС) определяются уравнениями сохранения массы и импульса в трубах с проницаемыми стенками.

Уравнение сохранения импульса с учетом коррекции на угол наклона скважины и возможного наличия насоса:

где р(х) - давление в стволе скважины, х - координата по стволу скважины, ρ - плотность жидкости, λ - коэффициент гидравлического сопротивления, r_w -радиус скважины, q_w{x) - расход жидкости в сечении ствола скважины, q_d - плотность притока жидкости из пласта к стволу скважины, z(x) - вертикальная координата ствола скважины, g - ускорение свободного падения, H_d - плотность напора насоса, δ(х-х_р) - дельта-функция Дирака, х_р - координата расположения насоса.

Уравнение сохранения массы:

Коэффициент гидравлического сопротивления λ в уравнении сохранения импульса определяется по следующим эмпирическим формулам в зависимости от режима течения:

где Re - число Рейнольдса, d - диаметр канала (скважины, трубы и др.), Δ - шероховатость стенки, μ - динамическая вязкость жидкости.

Если поток движется в кольцевом канале (например, между стенкой скважины и НКТ), то радиус канала в формулах выше заменяется на гидравлический радиус r_g, вычисляемый по формуле:

где R - внешний радиус кольцевого канала (для потока между стенкой скважины и НКТ - это радиус скважины), r - внутренний радиус кольцевого канала (для потока между стенкой скважины и НКТ - это внешний радиус НКТ).

Суммарный дебит горизонтальной скважины q_s рассчитывается по формуле Джоши:

где k_xy - проницаемость пласта в горизонтальной плоскости, k_z - проницаемость пласта в вертикальной плоскости, h - толщина пласта, Δр -депрессия на пласт, а - большая полуось эллипса, - полудлинна скважины.

При этом форма контура питания представляет собой эллипс. Тогда геометрические характеристики зоны дренирования горизонтальной скважины связаны между собой следующим образом:

где а - большая полуось эллипса, b - малая полуось эллипса, R_c - эффективный радиус контура питания.

Начало координат находится в середине ствола горизонтальной скважины. Большая полуось эллипса и направление оси X совпадает с положением горизонтального ствола.

Формула эллипса:

Более подробно геометрические преобразования рассмотрены в работе.

С другой стороны, суммарный дебит горизонтальной скважины равен сумме всех притоков из пласта в скважину по всем участкам скважины:

При малой длине рассматриваемого участка ствола Δх приток к участку ствола q_d(x) можно считать линейным и тогда его рассчитывать по формуле Борисова:

где коэффициент α обеспечивает равенство суммарного дебита горизонтальной скважины, рассчитанного по формуле (9) и по формулам (13)-(14).

Расстояние от участка скважины Δх до контура питания вдоль оси Y вычисляется из (12):

На практике скважину используют скважину, эксплуатируемую фонтанным способом. На фиг. 1 приведена конструкция горизонтальной скважины (ГС), используемой для реализации разработанного способа. Рассматривают случай без спуска НКТ в горизонтальную часть ствола. Рассчитано два варианта при различных устьевых давлениях (10 и 20 бар), что приводит к различным дебитам (309 и 241 м³/сутки). Снижение устьевого давления закономерно повышает дебит скважины.

Распределение притока по стволу скважины приведено на Фиг. 2

Расход жидкости в стволе скважины, распределенный по стволу скважины (фиг. 3), является по сути накопленным по координате притоком в скважину, поэтому он возрастает от носка к пятке и в районе пятки равен суммарному дебиту скважины.

Распределение притока по стволу скважины (фиг. 2) обусловлено:

а.) эллипсоидной формой контура питания;

б.) изменением по стволу скважины депрессии на пласт, фиг. 4-5).

Изменение по стволу скважины депрессии на пласт обусловлено изменением давления в скважине по стволу скважины, фиг. 5. Изменение давления по стволу скважины обусловлено силами вязкого трения в стволе скважины.

Область дренирования симметрична и имеет форму эллипса. При этом потери на трение в стволе возрастают от носка к пятке, т.к. растет расход в стволе и закономерно давление в стволе падает от носка к пятке. В результате приток в скважину (фиг. 2) в районе пятки несколько больше, чем в районе носка, (показано пунктирной линией).

Следующий пример реализации показывает, как влияет положение НКТ (используемой в режиме «глухая» труба) на изменение промысловых характеристик нефтяной скважины.

Скважину эксплуатируют фонтанным способом.

На фиг. 6 приведена конструкция горизонтальной скважины (ГС) для задачи 2. Стрелками показано, что нахождение НКТ в горизонтальном стволе скважины разбивает поток в стволе скважины на две части:

1.) от носка скважины к приему НКТ;

2.) от пятки скважины к приему НКТ. Это приводит к наличию изломов.

Устьевое давление принято равным 10 бар. Рассмотрено 6 вариантов в зависимости от положения НКТ в горизонтальной части ствола, описываемого расстоянием от носка до приема НКТ: 250, 500, 620, 750, 870 и 1000 м. Расстояние 1000 м соответствует отсутствию НКТ в горизонтальной части ствола.

Полученное распределения притока по стволу скважины убедительно показывает существенное влияние положения НКТ на работу скважины.

На фиг. 7 приведена зависимость дебита скважины от положения НКТ. Максимальный дебит дает расстояние от носка до приема НКТ 870 м - 311 м³/сутки. При этом дебит без спуска НКТ в горизонтальную часть ствола составляет 309 м³/сутки, тогда прирост дебита за счет спуска НКТ в горизонтальную часть ствола - 2 м³/сутки.

Расход жидкости в стволе скважины, распределенный по стволу скважины (фиг. 8), является по сути накопленным по координате притоком в скважину. Графики имеют разрыв, обусловленный разнонаправленностью потоков в стволе скважины. В левой части расход растет от носка скважины к приему НКТ. В правой части расход растет от пятки к приему НКТ. Это соответствует направлению потоков в стволе скважины.

На фиг. 9 показано, распределение притока по стволу скважины обусловленное эллипсоидной формой контура питания; на фиг. 10 - изменением по стволу скважины депрессии на пласт, Фиг. 11).

Депрессия на пласт в правой части графиков на фиг. 11 падает с продвижением прима НКТ в сторону носка скважины, потому что растет забойное давление в правой части графиков фиг. 12. Это связано с потерями на трение, которые в кольцевом пространстве (образуемом стенкой скважины и НКТ) в правой части графика, выше, чем в левой части графика, где поток в стволе идет через сплошное сечение скважины.

Из приведенных данных следует, что положение НКТ в горизонтальном стволе влияет как на дебит скважины в целом, так и на распределение притока к скважине по стволу скважины. Спуск НКТ в горизонтальный ствол скважины может использоваться для интенсификации притока из конкретной части ствола.

Данное изобретение может быть использовано, как для извлечения углеводородов, так и с целью поддержания пластового давления путем закачки воды, газа и применения методов повышения нефтеотдачи.

Данное изобретение может быть использовано для поддержания пластового давления в нагнетательных скважинах и применения повышения нефтедобычи.

Изобретение относится к способу повышения эффективности добычи пластовых флюидов. Техническим результатом является повышение дебита скважины. Способ включает спуск открытой снизу трубы в ствол нефтедобывающей скважины до заданной глубины продуктивного интервала, определенной по характеристикам добычи скважины. Также способ включает разделение всего продуктивного интервала на отдельно работающие интервалы, определяемые по точкам отбора пластовых флюидов открытым входом опущенной трубы. Совместно с опускаемой трубой спускают заколонные пакеры для изоляции межтрубного пространства между опускаемой трубой и отрытым стволом скважины. По меньшей мере, один пакер закрепляют на спускаемой трубе рядом с открытым концом трубы. 4 з.п. ф-лы, 12 ил.

1. Способ повышения эффективности добычи пластовых флюидов, отличающийся тем, что в ствол нефтедобывающей скважины до заданной глубины продуктивного интервала, определенной по характеристикам добычи скважины, спускают открытую снизу трубу и разделяют весь продуктивный интервал на отдельно работающие интервалы, определяемые по точкам отбора пластовых флюидов открытым входом опущенной трубы, причем совместно с опускаемой трубой спускают заколонные пакеры для изоляции межтрубного пространства между опускаемой трубой и отрытым стволом скважины, при этом, по меньшей мере, один пакер закрепляют на спускаемой трубе рядом с открытым концом трубы.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве пластовых флюидов используют нефть, природный газ и воду.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что совместно с опускаемой трубой спускают внутриколонные пакеры для изоляции межтрубного пространства между спускаемой трубой и спущенным оборудованием заканчивания скважины, в которое опускают трубу, при этом, по меньшей мере, один пакер закрепляют на спускаемой трубе рядом с открытым концом трубы.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что совместно с опускаемой трубой спускают внутриколонные пакеры для изоляции межтрубного пространства между опускаемой трубой и эксплуатационной колонной, в которую устанавливают опускаемую трубу, при этом, по меньшей мере, один пакер закрепляют на опускаемой трубе рядом с открытым концом трубы.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что используют горизонтальную скважину или горизонтальный участок скважины.