СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
METHOD OF OIL DEPOSIT DEVELOPMENT

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известен способ строительства скважины многопластового нефтяного месторождения, предусматривающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны и ее цементирование. После вскрытия бурением первого нефтяного пласта скважину крепят. Далее бурение скважины продолжают долотом меньшего диаметра, вскрывая остальные продуктивные пласты с последующим цементированием пробуренной части скважины. Последние трубы хвостовика эксплуатационной колонны, проходящие напротив первого нефтеносного пласта, выбирают из легкоразбуриваемого материала, например стеклопластикового. При этом перед цементированием скважины напротив продуктивного пласта устанавливают разобщитель, спускаемый в скважину в составе обсадной колонны, с последующим цементированием разобщенной части скважины под и над разобщителем (Патент РФ №2161239, кл. E21B 33/13, опублик. 2000.12.27).
Способ обеспечивает сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, однако способ не обеспечивает противовыбросовых мероприятий на скважине.
Наиболее близким к предложенному изобретению является способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение скважины до подошвы верхнего пласта, проведение исследований скважины, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта, проведение исследований скважины, разработку нижнего пласта, установку в интервале нижнего пласта цементного моста, перфорацию интервала верхнего пласта и разработку верхнего пласта. Согласно изобретению бурение скважины до подошвы верхнего пласта проводят с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра до подошвы нижнего пласта. Это выполняют с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды с переходом в конце бурения на глинистый раствор. После разработки нижнего пласта проводят снижение пластового давления в нижнем пласте в околоскважинной зоне. Осуществляют нагнетание под кровлю нижнего пласта глинистого раствора на минерализованной воде и прокачку под кровлю нижнего пласта пресной воды (Патент РФ №2323330, кл. E21B 43/14, опублик. 2008.04.27 - прототип).
Известный способ не обеспечивает противовыбросовых мероприятий на скважине.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения противовыбросовых мероприятий на скважине, сохранение коллекторских свойств пласта и повышение нефтеотдачи залежи.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, бурение дополнительных добывающих скважин до продуктивного пласта, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта, цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра, согласно изобретению бурение дополнительных добывающих скважин проводят в тупиковые и/или застойные зоны, не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя, заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины, вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку, завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя, замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости, процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти, при этом расход нефти составляет менее 8 л/сек при давлении на устье 6-7 МПа, спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак и одновременно отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя, и запускают скважину в работу.
Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. отбор нефти через добывающие скважины;
3. бурение дополнительных добывающих скважин до продуктивного пласта;
4. спуск обсадной колонны;
5. цементирование заколонного пространства;
6. продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта с использованием в качестве бурового раствора минерализованной воды;
7. цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра;
8. бурение дополнительных добывающих скважин в тупиковые и/или застойные зоны;
9. не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник установка колонны насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя;
10. замена скважинной жидкости продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины;
11. отбор вытесняемой скважинной жидкости через затрубную задвижку;
12. завершение продавки нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя;
13. замена скважинной жидкости на нефть со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости;
14. контроль процесса замены по давлению и расходу прокачиваемой нефти;
15. расход нефти менее 8 л/сек. при давлении на устье 6 - 7 МПа;
16. спуск на штангах вставного штангового насоса в якорный башмак и одновременное отжатие через толкатель шарика клапана-отсекателя;
17. запуск скважины в работу.
Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-17 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи остаются невыработанными недренируемые и тупиковые зоны, в которых сохранилась начальная нефтенасыщенность. В эти зоны бурят добывающие скважины и отбирают нефть. Однако при вскрытии таких зон кольматируется призабойная зона скважины, что приводит к снижению проницаемости и к недовыработке запасов залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В недренируемые и тупиковые зоны проводят бурение добывающей скважины до кровли пласта, спуск обсадной колонны и цементирование заколонного пространства, продолжение бурения скважины долотом меньшего диаметра до подошвы пласта, цементирование и перфорацию или установку щелевого фильтра. Не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя. Этот период обусловлен нарастающей во времени кольматацией призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта. После 120 час скважина теряет проницаемость призабойной зоны наполовину или даже больше. Для сохранения проницаемости призабойной зоны скважины заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины. При этом давлением нефти преодолевается сопротивление пружины клапана-отсекателя. Вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку. Завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя. Таким образом, в скважине в пространстве между обсадной колонной и колонной насосно-компрессорных труб размещают нефть, а ствол колонны насосно-компрессорных труб до якорного башмака заполняют пресной водой. Забой скважины оказывается под слоем нефти, в таких условиях процесс кольматации призабойной зоны скважины приостанавливается. Замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости, что гарантирует замену и отсутствие смешения жидкостей. Процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти. Расход нефти составляет менее 8 л/сек при давлении на устье 6-7 МПа. Спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак и одновременно отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя, обеспечивая сообщение забоя с пространством колонны насосно-компрессорных труб, и запускают скважину в работу.
При применении штанговых насосов на скважинах, пробуренных на облегченном растворе или на депрессии, глушение скважин утяжеленными растворами не допускается из-за отрицательного влияния растворов на коллекторские свойства пласта. Поэтому спуск колонны насосно-компрессорных труб и насоса необходимо проводить без глушения, что приводит к фонтанным проявлениям. Предлагаемый способ и применяемое оборудование исключает фонтанирование при спуске колонны насосно-компрессорных труб.
Схема компоновки используемого оборудования представлена на фиг.1, 2 и 3.
В добывающей скважине 1 через устьевой сальник 2 установлены колонна насосно-компрессорных труб 3 с якорным башмаком 4 и клапаном-отсекателем 5, вставной насос 6, шток 7 и колонна штанг 8. Для прямой промывки арматура скважины оснащена задвижкой 9. Для приема жидкости из ствола скважины при промывке имеется затрубная задвижка 10. В состав клапана-отсекателя 5 входят шарик 11, пружина 12 и перевернутое седло 13.
На фиг.2 представлено положение клапана-отсекателя 5 при закрытом положении. На фиг.3 представлено положение клапана-отсекателя 5 в открытом состоянии после спуска насоса 6.
Не позднее 120 час с момента завершения перфорации или спуска щелевого фильтра заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб 3 в объеме ствола скважины 1. При этом давлением нефти преодолевают сопротивление пружины 12 клапана-отсекателя 5. Вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку 10. Завершают продавку нефти пресной водой в объеме, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб 3 от устья скважины 1 до клапана-отсекателя 5.
После прекращения продавки шарик 11 под действием пружины 12 перекрывает проходное сечение перевернутого седла 13, что обеспечивает отсутствие фонтанирования жидкости с забоя скважины 1. Спускают на колонне штанг 8 вставной насос 6 в якорный башмак 4 и одновременно воздействием штока отжимают через толкатель 14 шарик 11, обеспечивая сообщение забоя скважины с пространством колонны насосно-компрессорных труб 3. Подсоединяют колонну штанг к станку-качалке (не показан) и запускают насос 6 в работу.
При очередном подземном ремонте скважины при срыве насоса 6 с якорного башмака 4 шарик 11 перекрывает проходное сечение перевернутого седла 13. В этом положении ведут подъем насоса 6 без глушения скважины 1.
Пример конкретного выполнения
2
3
3
3
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина 1100 м, пластовое давление 10 МПа, пластовая температура 24°C, пористость 0,12, проницаемость 0,002 мкм, нефтенасыщенность 0,8, направление естественной трещиноватости 310°, вязкость нефти 28 мПа·с, плотность нефти 920 кг/м, коллектор карбонатный трещиновато-порово-кавернозный. Закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. На залежи выявляют недренируемые и тупиковые зоны, представляющие собой не тронутые бурением участки залежи из за наличия на земной поверхности территории, где невозможно установить буровую вышку для наклонно направленного бурения или участки залежи, где добывающие или нагнетательные скважины ликвидированы по техническим причинам. Долотом 215,9 мм бурят добывающую скважину в тупиковой зоне до продуктивного пласта на глубине 1100 м, спускают обсадную колонну и цементируют заколонное пространство. Продолжают бурение скважины долотом меньшего диаметра 114 мм до подошвы пласта на глубине 1250 м. В интервале продуктивного пласта устанавливают щелевой фильтр. Через 12 час с момента завершения спуска щелевого фильтра в добывающей скважине через устьевой сальник устанавливают колонну насосно-компрессорных труб с якорным башмаком, клапаном-отсекателем и толкателем шарика клапана-отсекателя. Скважина заполнена жидкостью, на которой производилось бурение. Заменяют скважинную жидкость продавкой нефти в колонну насосно-компрессорных труб в объеме ствола скважины, равном 21 м. При этом давлением нефти преодолевают сопротивление пружины клапана-отсекателя. Вытесняемую скважинную жидкость отбирают через затрубную задвижку. Завершают продавку нефти пресной водой в объеме 2,7 м, равном внутреннему объему колонны насосно-компрессорных труб от устья до клапана-отсекателя. Замену скважинной жидкости на нефть производят со скоростью менее 7 л/с, обеспечивающей поршневое вытеснение жидкости. Процесс замены контролируют по давлению и расходу прокачиваемой нефти. Расход нефти составляет менее 7 л/сек при давлении на устье 7 МПа. Спускают на штангах вставной штанговый насос в якорный башмак и одновременно отжимают через толкатель шарик клапана-отсекателя, обеспечивая сообщение забоя с пространством колонны насосно-компрессорных труб, и запускают скважину в работу.
В результате удается отобрать нефть из тупиковых и застойных зон залежи и увеличить нефтеотдачу на 1,5%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.