СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И СИСТЕМА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
METHOD OF INCREASING OIL RECOVERY OF FORMATIONS AND INTENSIFICATION OF OIL PRODUCTION AND SYSTEM FOR ITS IMPLEMENTATION

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин посредством создания каналов в нефтяных пластах и устройствам для их осуществления.
Известен способ вскрытия продуктивных пластов нефтяных и газовых скважин, включающий создание в продуктивном пласте и выше его необсаженного участка основного ствола с промывкой шлама буровой жидкостью, вторичное вскрытие пласта бурением в его призабойной зоне инструментальной компоновкой с отклонителем радиально направленных перфорационных каналов с дугообразными стволами, состоящими из нисходящих участков, переходящих в горизонтальные и/или горизонтально-восходящие участки, со входами в необсаженном участке и отходами, обеспечивающими вскрытие пропластков продуктивного пласта, вызов притока пластового флюида в скважину. После создания необсаженного участка основного ствола осуществляют его расширение, затем образуют в нем пробку путем заполнения твердеющим составом, после затвердения которого в пробке формируют коаксиально основному вспомогательный ствол диаметром и глубиной, достаточными для последующего бурения перфорационных каналов, которые забуривают со входами, располагаемыми в необсаженном участке по винтовой линии путем поинтервальных осевого перемещения и поворота инструментальной компоновки с отклонителем во вспомогательном стволе. До расширения необсаженного участка основного ствола производят закачку в призабойную зону пласта изолирующего состава, например, гелеобразующего, на глубину, меньшую расстояния отхода перфорационных каналов, но превышающую диаметр расширенной части основного ствола (патент РФ 2213195, МПК Е21В 7/06).
Недостатками данного способа является отсутствие воздействия на удаленную зону пласта, в связи с этим низкая дополнительная добычи нефти. Это обусловлено тем, что;
- длина боковых стволов ограничена, в разработку не вовлекаются не дренируемые запасы, находящиеся в удаленной зоне пласта.
- отсутствует контроль текущего положения ствола и гидромониторной насадки в режиме реального времени;
- отсутствует возможность геофизического исследования свойств призабойной зоны пласта, позволяющего подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, определять наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и позволяющих принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечению нефти.
Известно устройство для радиального бурения обсаженных скважин, содержащее корпус с криволинейной направляющей, гибкий вал, механизм вращения гибкого вала, выполненный в виде гидравлического забойного двигателя, механизм осевого перемещения гибкого вала и режущий инструмент. Механизм осевого перемещения гибкого вала выполнен в виде барабана и непрерывной гибкой трубы, намотанной на барабан, при этом корпус гидравлического забойного двигателя соединен с непрерывной гибкой трубой (патент РФ 80499 МПК Е21В 43/11 (2006.01)
Недостатками известного устройства являются:
- значительные трудозатраты при бурении и ограниченная длина создаваемого канала, обусловленные использованием в компоновке системы гидравлического забойного двигателя;
- устройство не позволяет вовлекать в разработку не дренируемые запасы, находящиеся в удаленной зоне пласта (длина боковых стволов ограничена).
- в устройстве не предусмотрен контроль текущего положения ствола и гидромониторной насадки в режиме реального времени;
- отсутствует возможность геофизического исследования свойств призабойной зоны пласта, позволяющего подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, определять наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и позволяющих принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечения нефти.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта, включающий установку в скважину высокопрочных насосно-компрессорных труб (НКТ), отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой, производят проводку плановой протяженности радиального ствола с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории, после проходки по пласту рабочих гибких НКТ с насадкой извлекают из пласта и проводят промывку скважины до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводят в другую плоскость, цикл работ повторяют для следующего бокового ствола.
Фрезерование отдельного окна для каждого бокового ствола проводят непосредственно перед проведением основной операции по проходке боковых стволов через отклонитель, при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством снабжения рабочих гибких НКТ узлом управления траекторией ствола и навигационным оборудованием, при этом для проводки радиальных стволов на последующих уровнях извлекают подающие и рабочие гибкие НКТ из скважины, срывают НКТ с механического якоря, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочие гибкие НКТ с навигационной системой, узлом управления траекторией ствола, гидромониторной насадкой, после чего работы по проводке радиальных стволов повторяют.
При прорезании окон в обсадной колонне для бокового ствола спускают дополнительное гидропескоструйное устройство на колтюбинге, производят абразивную резку прямоугольного отверстия с циркуляцией и затем оборудование поднимают. Закачку жидкости осуществляют по малому затрубу НКТ/гибкие НКТ и/или по малому затрубу НКТ/гибкие НКТ и внутреннему пространству гибких НКТ (патент РФ 2642194, МПК Е21В 7/06).
Недостатками данного способа являются длительность проведения технологического процесса, низкий коэффициент нефтеотдачи и добычи нефти. Это обусловлено тем, что:
- зарезка окон в обсадной колонне осуществляется после проходки каждого бокового ствола с помощью гидропескоструйного устройства, что усложняет и удлиняет весь технологический процесс;
- отсутствует контроль текущего положения ствола и гидромониторной насадки в режиме реального времени;
- отсутствует возможность геофизического исследования свойств призабойной зоны пласта, позволяющего подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, определять наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и позволяющих принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечения нефти.
Признаки способа по прототипу, являющиеся общими с признаками заявляемого технического решения, являются: способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта, включающий установку в скважину высокопрочных насосно-компрессорных труб (НКТ), отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, фрезерование окон для каждого бокового ствола, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочей гибкой НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающей гибкой НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/подающая НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой, проводку плановой протяженности бокового ствола с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории, при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством узла управления траекторией ствола и навигационного оборудования, после проходки по пласту рабочей гибкой НКТ с насадкой для проводки боковых стволов на последующих уровнях извлекают подающую и рабочую гибкие НКТ из скважины, срывают НКТ с механического якоря, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, проводят промывку скважины до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводят в другую плоскость, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочую гибкую НКТ с внутрискважинным оборудованием, после чего работы по проводке боковых стволов повторяют.
Система, с помощью которой осуществляется вышеописанный способ и которая принята за прототип, включает в себя высокопрочные насосно-компрессорные трубы (НКТ), отклонитель с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровне проводки боковых стволов, внутрискважинное оборудование, состоящее из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ.
Недостатками системы являются ограниченные технологические возможности, длительность проведения технологического процесса при ее использовании, низкий коэффициент нефтеотдачи и добычи нефти, Это обусловлено тем, что:
- зарезку окон в обсадной колонне при использовании этой системы осуществляют после проходки каждого бокового ствола с помощью гидропескоструйного устройства, что усложняет и удлиняет весь технологический процесс;
- системой не предусмотрен контроль текущего положения канала и гидромониторной насадки в режиме реального времени, что влияет на точность проводки ствола по проектной траектории и, как следствие, удлиняет технологический цикл в части обеспечения проводки по заданному проекту и, соответственно, снижает эффективность нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти;
- система не позволяет проводить геофизические исследования свойств призабойной зоны пласта, позволяющие подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, определять наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и позволяющих принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечения нефти.
Признаки системы по прототипу, являющиеся общими с заявляемой системой, - высокопрочные насосно-компрессорные трубы (НКТ), отклонитель с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизирующее устройство, поворотное устройство, механический якорь и внутрискважинное оборудование, состоящее гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочей гибкой НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающей гибкой НКТ.
Задача изобретения - создание способа повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти и системы для его осуществления с расширенными технологическими возможностями и сокращенным циклом технологического процесса, направленными на повышение эффективности процесса нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.
Технический результат, обеспечиваемый изобретением, - возможность осуществления контроля текущего положения ствола и гидромониторной насадки в режиме реального времени; возможность геофизического исследования призабойной зоны пласта, позволяющего подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечения нефти; обеспечение возможности адресного воздействия на пласт, на удаленные и изолированные зоны, и, как следствие, повышение коэффициента нефтеотдачи и добычи нефти.
Поставленная задача с достижением технического результата была решена за счет того, что в известном способе повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта, включающем установку в скважину высокопрочных насосно-компрессорных труб (НКТ), отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, фрезерование окон для каждого бокового ствола, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочей гибкой НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающей гибкой НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/подающая НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство, через отклонитель в контакт с горной породой, проводку плановой протяженности бокового ствола с использованием навигационной системы для контроля текущего положения ствола в пласте, а также с использованием узла управления траекторией ствола для обеспечения проводки ствола по проектной траектории, при проводке бокового ствола определяют и изменяют траекторию ствола посредством узла управления траекторией ствола и навигационного оборудования, после проходки по пласту рабочей гибкой НКТ с насадкой для проводки боковых стволов на последующих уровнях извлекают подающую и рабочую гибкие НКТ из скважины, срывают НКТ с механического якоря, извлекают подгоночный патрубок НКТ, заранее установленный и равный длине перехода на следующий уровень, проводят промывку скважины до полного выноса шлама, посредством срабатывания механического поворотного устройства отклонитель переводят в другую плоскость, делают посадку НКТ на механический якорь, спускают в скважину рабочую гибкую НКТ с внутрискважинным оборудованием, после чего работы по проводке боковых стволов повторяют, согласно изобретению при фрезеровании окон в обсадной колонне фрезу спускают в скважину на гибком валу и производят зарезку всех проектных окон за один ее спуск, после чего фрезу поднимают; при проводке боковых стволов контроль текущего положения ствола в пласте и положения гидромониторной насадки осуществляют в режиме реального времени, используя в качестве навигационного оборудования устройство отслеживания положения насадки с блоком датчиков, связанных с узлом управления траекторией ствола и гидромониторной насадкой; после осуществления промывки скважины проводят геофизические исследования призабойной зоны пласта посредством дополнительно введенного в состав внутрискважинного оборудования блока приборов исследования геофизических свойств породы; передачу информации на наземное оборудование осуществляют посредством навигационной системы в виде токопроводящих жил, вмонтированных в стенки подающей и рабочей гибких НКТ; по результатам полученной информации производят корректировку проводки бокового ствола по проектной траектории.
Признаки заявляемого способа, являющиеся отличительными от способа по прототипу, - при фрезеровании окон в обсадной колонне фрезу спускают в скважину на гибком валу и производят зарезку всех проектных окон за один ее спуск, после чего фрезу поднимают; при проводке боковых стволов контроль текущего положения ствола в пласте и положения гидромониторной насадки осуществляют в режиме реального времени, используя в качестве навигационного оборудования устройство отслеживания положения насадки с блоком датчиков, связанных с узлом управления траекторией ствола и гидромониторной насадкой; после осуществления промывки скважины проводят геофизические исследования призабойной зоны пласта посредством дополнительно введенного в состав внутрискважинного оборудования блока приборов исследования геофизических свойств породы; передачу информации на наземное оборудование осуществляют посредством навигационной системы в виде токопроводящих жил, вмонтированных в стенки подающей и рабочей гибких НКТ; по результатам полученной информации производят корректировку проводки бокового ствола по проектной траектории.
Поставленная задача также была решена за счет того, что в известной системе для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, включающей высокопрочные насосно-компрессорные трубы (НКТ), отклонитель с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизирующее устройство, поворотное устройство, механический якорь и внутрискважинное оборудование, состоящее из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочей гибкой НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающей гибкой НКТ, согласно изобретению внутрискважинное оборудование дополнительно содержит блок исследования геофизических свойств породы, установленный между рабочей гибкой НКТ и устройством отслеживания положения насадки; подающая гибкая НКТ выполнена в виде колтюбинга с вмонтированными в стенку токопроводящими жилами, а рабочая гибкая НКТ выполнена в виде многосекционного высокопрочного шланга, содержащего токопроводящие жилы; в качестве навигационного оборудования использовано устройство отслеживания положения насадки с блоком датчиков в центральной его части, электрически связанных с узлом управления траекторией ствола и гидромониторной насадкой, выполненное с отсеками для потока жидкости, сообщенными с ответными отсеками гидромониторной насадки; в узле управления траекторией ствола по периметру выполнены дополнительные изолированные отсеки, снабженные электромагнитными клапанами для регулирования направления потока жидкости; при этом отсеки устройства отслеживания положения насадки и узла управления траекторией ствола сообщаются с ответными отсеками шланга.
Признаки заявляемой системы, являющиеся отличительными от системы по прототипу, - внутрискважинное оборудование дополнительно содержит блок исследования геофизических свойств породы, установленный между рабочей гибкой НКТ и устройством отслеживания положения насадки; подающая гибкая НКТ выполнена в виде колтюбинга с вмонтированными в стенку токопроводящими жилами, а рабочая гибкая НКТ выполнена в виде многосекционного высокопрочного шланга, содержащего токопроводящие жилы; в качестве навигационного оборудования использовано устройство отслеживания положения насадки с блоком датчиков в центральной его части, электрически связанных с узлом управления траекторией ствола и гидромониторной насадкой, выполненное с отсеками для потока жидкости, сообщенными с ответными отсеками гидромониторной насадки; в узле управления траекторией ствола по периметру выполнены дополнительные изолированные отсеки, снабженные электромагнитными клапанами для регулирования направления потока жидкости; при этом отсеки устройства отслеживания положения насадки и узла управления траекторией ствола сообщаются с ответными отсеками шланга.
На фиг. 1 - представлена система для повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти; на фиг. 2 - приведено изображение гидромониторной насадки, вид сбоку и разрез; на фиг. 3 - представлено устройство отслеживания положения насадки, поперечный разрез.
Система состоит из:
1 - насосно-компрессорных труб (НКТ),
2 - отклонителя,
3 - пакера (герметизирующее устройство),
4 - поворотного устройства,
5 - механического якоря,
6 - колтюбинга с вмонтированными в стенку токопроводящими жилами,
7 - узла управления траекторией ствола,
8 - многосекционного высокопрочного шланга, содержащего токопроводящие жилы,
9 - блока исследования геофизических свойств породы,
10 - устройства отслеживания положения насадки,
11 - гидромониторной насадки,
12- устройства перераспределения потока.
13- обратного клапана.
Также на фиг. 1 показаны:
14 - эксплуатационная колонна,
15- цементный камень,
16 - затрубное пространство,
17 - эксплуатационный объект,
18 - боковой ствол.
Стрелками отмечено направление движения жидкости (рабочего агента).
На фиг. 2 показаны:
19 - отсеки для прохода жидкости,
20 - сопло для гидромониторного разрушения породы,
21 - сопло для реактивного движения насадки.
На фиг. 3 показаны:
22 - отсеки для гидромониторного разрушения породы,
23 - отсеки для отклонения гидромониторной насадки,
24 - блок инклинометрических датчиков.
Способ повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти с использованием предложенной системы осуществляется следующим образом.
Для создания ориентированно-направленного бокового ствола 18 в эксплуатационном объекте 17 в остановленную, заглушенную и подготовленную скважину (ствол скважины очищен от возможных отложений: асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), солеотложений и др.) спускают на насосно-компрессорных трубах 1 компоновку, состоящую из отклонителя 2, имеющего проходной канал с боковым выходом, пакера 3 (герметизирующее устройство), поворотного устройства 4 и механического якоря 5. Отклонитель 2 устанавливают в интервале продуктивного пласта, на глубине проектной зарезки эксплуатационной колонны 14. Далее проводят герметизацию устья скважины и фрезерование окон для каждого бокового ствола. Для этого в отклонитель через НКТ спускают фрезу на гибком валу. Зарезка всех окон осуществляется за один спуск фрезы. После зарезки окон фреза поднимается на поверхность.
Затем в НКТ 1 в жесткой сцепке посредством резьбового соединения на колтюбинге 6 с вмонтированными в его стенки токопроводящими жилами спускают: гидромониторную насадку 11, устройство 10 отслеживания положения насадки 11, блок 9 исследования геофизических свойств породы, многосекционный высокопрочный шланг 8, содержащий токопроводящие жилы, узел 7 управления траекторией ствола 18. Через колтюбинг 6 сверху подают промывочную жидкость (рабочий агент), которая поступает в узел 7 управления траекторией ствола, в котором происходит перераспределение потока жидкости. Узел 7 управления траекторией ствола имеет как минимум пять изолированных отсеков для потока жидкости, центральный и отсеки, расположенные по периметру узла 7. Отсеки, расположенные по периметру, снабжены электромагнитными клапанами для регулирования направления потока жидкости (на фиг. не показано). Отсеки узла 7 управления траекторией ствола сообщаются с ответными отсеками многосекционного шланга 8.
Сигналы управления электромагнитными клапанами блока 7 поступают с наземного оборудования через токопроводящие жилы, вмонтированные в стенку колтюбинга 6. Узел 7 управления траекторией ствола является проводником электрических сигналов с колтюбинга 6 на токопроводящие жилы, входящие в состав высокопрочного шланга 8 и далее на блок 9 исследования геофизических свойств породы и устройство 10 отслеживания положения насадки 11, а также обратных сигналов с устройства 10 отслеживания положения насадки 11 и блока 9 исследования геофизических свойств породы.
Отсеки многосекционного шланга 8 с другого его конца соотнесены с соответствующими отсеками устройства 10 отслеживания положения насадки 11. Из узла 7 управления траекторией ствола рабочий агент (жидкость) через многосекционный высокопрочный шланг 8 поступает в гидромониторную насадку 11, где взаимодействует с эксплуатационным объектом 17 (горной породой) через сопло 20 для гидромониторного разрушения горной породы и сопло 21 для реактивного движения насадки 11 от скважины вглубь эксплуатационного объекта 17. Рабочий агент (жидкость) непрерывно подается через отсеки 22 устройства 10 отслеживания положения насадки 11 (фиг. 3). Жидкость (рабочий агент) вместе с частицами разрушенной породы поднимается на поверхность по затрубному пространству 16 скважины. Устройство 12 перераспределения потока служит для перераспределения жидкости между внутренним пространством колтюбинга и малым затрубом колтюбинга при его промывке от шлама. Обратный клапан 13 предотвращает от перелива жидкости в обратную сторону при остановке подачи жидкости.
Для управления положением гидромониторной насадки 11 узлом 7 управления траекторией ствола (для отклонения насадки) подача жидкости осуществляется через отсеки 23 устройства 10 отслеживания положения насадки 11. Для обеспечения движения гидромониторной насадки 11 в определенную сторону с наземного оборудования подается сигнал на электромагнитный клапан узла 7 управления траекторией ствола, расположенный противоположно необходимому направлению отклонения насадки 11. Этот клапан перекрывает подачу жидкости через соответствующий отсек 23 и происходит отклонение гидромониторной насадки 11 в заданную сторону.
Определение местоположения гидромониторной насадки 11 осуществляется при помощи устройства 10 отслеживания положения насадки 11, которое содержит инклинометрические датчики, например, гироскопы, магнитометры и акселерометры, расположенные в блоке 24 инклинометрических датчиков устройства 10. Информация о местоположении гидромониторной насадки 11 в режиме реального времени передается от устройства 10 отслеживания положения насадки 11 по кабельном каналу связи (токопроводящие жилы колтюбинга 6 и шланга 8) на рабочий компьютер (на фиг. не показан).
После достижения проектной протяженности бокового ствола 18 осуществляют промывку скважины с целью удаления частиц разрушенной породы. После промывки скважины проводятся геофизические исследования призабойной зоны пласта при помощи геофизического прибора, размещенного в блоке 9 исследования геофизических свойств породы. Информация о свойствах призабойной зоны в режиме реального времени передается от геофизического прибора по кабельном каналу связи (токопроводящие жилы колтюбинга 6 и шланга 8) на рабочий компьютер (на фиг. не показан). Полученные результаты загружают на рабочий компьютер в сопровождающее программное обеспечение, в результате чего получают виртуальную модель геофизических свойств призабойной зоны пласта, позволяющую принимать более обоснованные решения по мероприятиям по извлечению нефти.
Затем при помощи поворотного устройства 4 обеспечивают разворот отклонителя на угол, запроектированный для проходки следующего ствола, и описанные выше технологические операции повторяются.
Фрезерование одновременно всех окон под боковые стволы позволяет сократить время технологической операции, что в свою очередь сокращает ремонтный период скважины.
Выполнение колтюбинга и шланга с вмонтированными токопроводящими жилами обеспечивает передачу информации с оборудования, спускаемого в скважину, на наземное оборудование в режиме реального времени, что позволяет отслеживать фактическую траекторию бокового ствола, сравнивать ее с проектной на протяжении всего процесса бурения, оперативно реагировать на отклонение от проектной траектории и вносить коррективы для достижения проектных приростов дебита нефти. Передача информации о геофизических свойствах призабойной зоны пласта в режиме реального времени, позволяет подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, определять наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечения нефти.
Выполнение шланга многосекционным позволяет перераспределять внутри него потоки жидкости и, таким образом, осуществлять управление гидромониторной насадкой. В результате за счет направленного создания боковых стволов появляется возможность адресно воздействовать на остаточные запасы углеводородов, неохваченные процессом вытеснения, и повысить коэффициент извлечения нефти. Управляя траекторией в режиме реального времени, появляется возможность бурить боковой ствол строго по проектной траектории на протяжении всего процесса бурения, тем самым достигать проектных приростов дебита нефти и эффективно проводить интенсификацию добычи нефти.
Выполнение навигационного оборудование в виде устройства отслеживания положения насадки, содержащего датчики МЭМС (например: гироскоп, магнитометр, акселерометр), обеспечивает получение информации о положении гидромониторной насадки в режиме реального времени, в результате чего появляется возможность отслеживать фактическую траекторию бокового ствола и сравнивать ее с проектной на протяжении всего процесса бурения и, тем самым оперативно реагировать на отклонение от проектной траектории и вносить коррективы для достижения проектных приростов дебита нефти.
Снабжение системы блоком приборов исследования геофизических свойств породы позволяет проводить в режиме реального времени геофизические исследования горных пород, что позволяет подбирать оптимальный режим работы скважинного оборудования, определять наиболее перспективные зоны для выработки остаточных запасов и принимать оперативные и более обоснованные решения по мероприятиям для извлечения нефти.
Таким образом, создание ориентированно-направленных каналов, адресное воздействие на изолированные и застойные нефтяные зоны пластов, вовлечение отдаленных труднодоступных районов остаточных нефтяных запасов, обеспечение изученности призабойной зоны пласта и постоянного контроля процесса бурения канала позволит повысить эффективность процесса нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти.
Заявленный способ и система повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти с помощью применения направленного радиального бурения является универсальным и эффективным как для карбонатных, так и для терригенных пород.