СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И КЛАПАН РЕГУЛИРУЕМЫЙ СКВАЖИННЫЙ
DEVELOPMENT METHOD OF OIL MASSIVE DEPOSIT AND ADJUSTABLE WELL VALVE

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами.
Известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения (патент РФ №2085723, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1997 г.), включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин с вертикальными и горизонтальными стволами при определенном размещении в каждом продуктивном пласте, закачку вытесняющей жидкости и добычу продукции, при этом стволы горизонтальных скважин в продуктивной толще пласта располагают так, чтобы расстояние от нагнетательной скважины до горизонтального ствола в каждой его точке было обратно пропорционально запасам нефти в этой зоне и прямо пропорционально проводимости пластов, причем при разработке многопластовой или большой толщины залежи ствол горизонтальной скважины проводят в виде нескольких витков с указанной закономерностью в каждом витке.
Недостатком этого способа является то, что в условиях залежи многоплаетового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа, а также на поздней стадии разработки происходит преждевременное обводнение продукции скважины, что ведет к сокращению срока работы скважины, следовательно, к уменьшению отбора нефти.
Также известен способ разработки залежи многопластового нефтяного месторождения с водонефтяными зонами и/или массивного типа (патент RU №2282022, МПК 8 Е21В 43/30, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.), включающий замеры добычи нефти, воды и закачки воды для уточнения текущих условий разработки и моделирования процесса разработки залежи, определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, при котором не происходит преждевременное обводнение продукции скважины, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, обеспечивающем безводный период эксплуатации скважин, а горизонтальные, и/или субгоризонтальные, и/или вертикальные разветвления бурят по восходящему профилю с тем же азимутом, что и у основного горизонтального и/или субгоризонтального ствола и/или с отходом от него в сторону кровли продуктивного пласта или пропластка.
Недостатками данного способа являются то, что для его осуществления необходима высокая точность в замерах, т.е. определение минимального расстояния от вскрытого интервала до водонефтяного контакта, бурение разветвленных горизонтальных и/или субгоризонтальных скважин, при этом основной горизонтальный и/или субгоризонтальный ствол располагают выше водонефтяного контакта на минимальном расстоянии, причем ошибка в расчетах или в процессе бурения может привести к заводнению залежи уже на начальном этапе разработки.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент RU №2274738, МПК 8 Е21В 43/30, опубл. в бюл. №12 от 20.04.2006 г.), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, бурение из основного транспортного горизонтального ствола дополнительных ответвленных стволов в работающие участки пласта и включение скважины в работу по добыче нефти, отличающийся тем, что основной транспортный горизонтальный ствол бурят наклонно через толщу пласта в направлении водонефтяного контакта, дополнительные ответвленные стволы бурят восходящими, отметки забоев дополнительных восходящих ответвленных стволов бурят с понижением отметок их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола, отметку забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от нижней точки основного транспортного горизонтального ствола, являющейся одновременно отметкой устья последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола, до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя последнего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,5, отметку забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя первого дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8, отметку забоя дополнительного ответвленного восходящего ствола в промежутке между первым и последним дополнительными ответвленными восходящими стволами назначают, исходя из отношения расстояния по вертикали от устья соответствующего дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от забоя того же дополнительного ответвленного восходящего ствола до водонефтяного контакта, равного 0,3-0,8, основной транспортный горизонтальный ствол снабжают колонной насосно-компрессорных труб с размещением низа колонны насосно-компрессорных труб в нижней точке основного транспортного горизонтального ствола, а отбор нефти производят через дополнительные ответвленные восходящие стволы.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, нефтеотдача остается невысокой вследствие преждевременного поднятия конусов подошвенных вод в основной транспортный горизонтальный ствол и к забоям дополнительных восходящих стволов, так как не предусмотрена возможность снижения обводненности добываемой продукции в процессе разработки месторождения, что осуществляется за счет регулирования объемов отбора из стволов;
- во-вторых, сложность осуществления способа, так как бурение восходящих дополнительных стволов осуществляют по отметкам, что может привести к ошибочным расчетам.
Наиболее близким устройством для осуществления способа является клапан обсадной колонны (патент RU №2298640, МПК 8 Е21В 34/10, опубл. в бюл. №13 от 10.05.2007 г.), включающий ограничитель с седлом и с осевым и боковыми каналами, полую втулку, установленную в осевом канале ограничителя на срезных элементах над боковыми каналами с возможностью их герметичного перекрытия, подпружиненный тарельчатый обратный клапан, выполненный с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, отличающийся тем, что ограничитель снабжен сквозными каналами, расположенными между осевым каналом и седлом, а его осевой канал снабжен снизу заглушкой, причем тарельчатый клапан выполнен с возможностью осевого перемещения, не перекрывая боковые каналы ограничителя, относительно которого подпружинен вверх.
Недостатком данного клапана является то, что клапан, не регулируемый от давления, то есть не срабатывает (открывается или закрывается) в определенном интервале гидравлических давлений, а открывается лишь при наличии давления на клапан, сжимая пружину, и закрывается за счет возвратной силы пружины при отсутствии давления на него.
Задачей изобретения является упрощение осуществления способа разработки массивной залежи нефти с возможностью постепенной и равномерной выработки нефти из пласта с контролем обводненности разветвленных стволов (участков) добывающей скважины и снижением обводненности добываемой продукции в процессе разработки, а также расширения функциональных возможностей клапана, предназначенного для осуществления данного способа за счет его срабатывания (открытия или закрытия) в определенных интервалах гидравлических давлений в скважине.
Поставленная задача решается способом разработки массивной залежи нефти, включающим исследование свойств пласта, бурение нагнетательных скважин и разветвленной добывающей скважины с горизонтальными участками, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающую скважину.
Новым является то, что два горизонтальных участка добывающей скважины располагают друг над другом в пределах одного продуктивного пласта, проводят исследования горизонтальных участков на продуктивность каждого, после чего между горизонтальными участками устанавливают регулируемый от давления клапан со сменным жиклером в проходном канале, отбор из добывающей скважины осуществляют одним насосом, установленным выше клапана, с производительностью больше продуктивности верхнего горизонтального участка, но меньше продуктивности двух участков, при этом клапан выполнен с возможностью разобщения горизонтальных участков при превышении уровнем жидкости в скважине выше максимально допустимого значения, сообщения снизу вверх горизонтальных участков при снижении уровня жидкости ниже минимально допустимого.
Клапан регулируемый скважинный для осуществления способа содержит корпус с центральным и боковыми проходными каналами, седло, размещенное в центральном канале ниже боковых, и запорный элемент, расположенный выше седла с возможностью перемещения вверх относительно корпуса.
Новым является то, что центральный канал корпуса оснащен сменным жиклером, корпус выше боковых каналов снабжен кольцевым сужением с верхней и нижней фасками, причем угол верхней фаски к оси корпуса меньше нижней, седло вставлено в корпус с возможностью герметичного продольного перемещения вниз и поджато пружиной вверх, а запорный элемент оснащен штоком с выборкой на поверхности, в которую вставлено пружинное кольцо, выполненное с возможностью взаимодействия с кольцевым сужением корпуса, при этом жесткость пружины, углы фасок и жесткость пружинного кольца подобраны так, что при достижении уровнем жидкости максимально допустимого значения, под действием перепада давлений запорный элемент со штоком и седло сжимают пружину, а пружинное кольцо перемещается ниже кольцевого сужения корпуса, при достижении уровнем жидкости минимально допустимого значения седло и запорный элемент со штоком под действием пружины перемещаются вверх, а пружинное кольцо - выше кольцевого сужения корпуса в исходное положение.
На фигурах 1 и 2 изображены схемы осуществления предложенного способа разработки массивной залежи нефти в процессе обводнения нижнего горизонтального участка добывающей скважины.
На фигуре 3 изображен клапан регулируемый скважинный с пакером.
Суть предложенного способа состоит в следующем.
n
Производят разбуривание пласта 1 нагнетательными скважинами (на фиг.1, 2, 3 не показано) и разветвленной добывающей скважиной 2 с горизонтальными участками 2′; 2″……2. Например, рассмотрим как вариант добывающую горизонтальную скважину 2 (см. фиг.1) с двумя горизонтальными участками 2′ и 2″, при этом горизонтальные участки 2′ и 2″ добывающей скважины 2 располагают друг над другом в пределах одного продуктивного пласта 1.
Производят исследование свойств пласта, после чего начинают разработку массивной залежи нефти, при этом нагнетательные скважины пускают под закачку вытесняющего агента (например, сточной воды), а в добывающую скважину 2 спускают насосное оборудование (например, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 с насосом 4, например, электроцентробежным (ЭЦН) и пакером 5 и запускают ее в работу.
По мере выработки массивной залежи нефти добывающая скважина 2 начинает обводняться. Поэтому останавливают добывающую скважину 2, извлекают из нее колонну НКТ 3 с насосом ЭЦН 4 и пакером 5 и проводят исследования ее горизонтальных участков 2′ и 2″ на обводненность продукции в каждом.
По результатам исследований оказывается, например, что обводненность горизонтального участка 2″ в процентном соотношении составляет 40%, а обводненность горизонтального участка 2′ добывающей скважины 2 составляет 5%.
Тогда между горизонтальными участками 2′ и 2″ устанавливают регулируемый от давления клапан 6, выполненный с возможностью разобщения и сообщения горизонтальных участков 2′ и 2″ за счет установки его над пакером 5 (см. фиг.1, 2, 3).
Регулируемый от давления клапан 6 (см. фиг.1, 2, 3) оснащен сменным жиклером 7 с проходным диаметром d (например, 25 мм), установленным в центральном канале 8 клапана 6.
Отбор продукции из добывающей скважины 2 осуществляют одним насосом ЭЦН 4, установленным выше клапана 6 (см. фиг.1 и 2) с производительностью больше продуктивности верхнего горизонтального участка, но меньше продуктивности двух горизонтальных участков 2′ и 2″ добывающей скважины 2, то есть:
н
3
где Q - производительность насоса, м/сут;
2′
3
Q - продуктивность верхнего горизонтального участка добывающей скважины 2, м/сут;
2″
3
Q - продуктивность нижнего горизонтального участка добывающей скважины 2, м/сут.
1
макс
Клапан 6 установлен над пакером 5 и имеет возможность разобщения горизонтальных участков 2′ и 2″ при превышении уровнем жидкости Н  над клапаном 6 в добывающей скважине 2 максимально допустимого значения - Н (см. фиг.1).
2
мин
Клапан 6 имеет возможность сообщения снизу вверх горизонтальных участков 2′ и 2″ при снижении уровня жидкости - Н ниже минимально допустимого - Н (см. фиг.2).
макс
1
Так, например, если Н=700 метров (см. фиг.1), а уровень жидкости - Н над клапаном 6 составляет 800 м, то клапан 6 закрывается, отсекая горизонтальный участок 2″, и дальнейший отбор продукции из добывающей скважины 2 ведут только из его горизонтального участка 2′.
мин
2
Если, например, Н=300 метров (см. фиг.2), а уровень жидкости Н над клапаном 6 составляет 200 м, то клапан 6 открывается и продукция из горизонтального участка 2″ добывающей скважины 2 попадает на прием насоса 4 и дальнейший отбор продукции из добывающей скважины 2 ведут из обоих горизонтальных участков 2′ и 2″.
В интервале уровня жидкости от 300 до 700 м (см. фиг.1 и 2) клапан закрыт, когда уровень снижается, или открыт, когда уровень жидкости в скважине повышается, поскольку отбор продукции из добывающей скважины 2 осуществляют одним насосом ЭЦН 4, установленным выше клапана 6, с производительностью больше продуктивности верхнего горизонтального участка, но меньше продуктивности двух горизонтальных участков 2′ и 2″ добывающей скважины 2, то есть:
н
3
где Q - производительность насоса, м/сут;
2′
3
Q - продуктивность верхнего горизонтального участка добывающей скважины 2, м/сут;
2″
3
Q - продуктивность нижнего горизонтального участка добывающей скважины 2, м/сут.
В процессе работ добывающей скважины 2 в случае возникновения необходимости разобщения горизонтальных участков 2′ и 2″ можно закрыть клапан путем закачки жидкости в затрубное пространство через затрубную задвижку, при этом уровень жидкости повышается, и клапан 6 разобщает горизонтальные участки 2′ и 2″. Отбор продукции из добывающей скважины 2 продолжают из одного верхнего горизонтального участка 2′.
Клапан 6 (см. фиг.3) регулируемый скважинный для осуществления описанного выше способа содержит корпус 9 с центральным 8 и боковыми 10 проходными каналами, седло 11, размещенное в центральном канале 9 ниже боковых 10, и запорный элемент 12, расположенный выше седла 11 с возможностью перемещения вверх относительно корпуса 9.
Центральный канал 8 корпуса 9 оснащен сменным жиклером 7.
Корпус 9 выше боковых каналов 10 снабжен кольцевым сужением 13 с верхней 14 и нижней 15 фасками.
Угол верхней фаски 14 к оси корпуса 9 меньше угла нижней фаски 15.
Седло 11 вставлено в корпус 9 с возможностью герметичного продольного перемещения вниз и поджато пружиной 16 вверх.
Запорный элемент 12 оснащен штоком 17 с выборкой 18 на поверхности, в которую вставлено пружинное кольцо 19, выполненное с возможностью взаимодействия с кольцевым 13 сужением корпуса 9.
макс
Жесткость пружины 16, углы верхней 14 и нижней 15 фасок и жесткость пружинного кольца 19 подобраны так, что при достижении уровнем жидкости максимально допустимого значения Н под действием перепада давлений запорный элемент 12 со штоком 17 и седлом 11 сжимают пружину 16, при этом пружинное кольцо 19 имеет возможность перемещения ниже кольцевого сужения 13 корпуса 9.
мин
После чего при достижении уровнем жидкости минимально допустимого значения Н седло 11 и запорный элемент 12 со штоком 17 под действием пружины 16 имеют возможность перемещения вверх, а пружинное кольцо 19 - перемещения выше кольцевого сужения 13 корпуса 9 в исходное положение.
Клапан регулируемый скважинный работает следующим образом.
Клапан 6 регулируемый скважинный устанавливают в скважине совместно с пакером 5 (см. фиг.1, 2, 3) после проведения геофизических исследований, по результатам которых оказывается, что обводненность нижнего горизонтального участка 2″ превышает экономически рентабельную величину отбора продукции из добывающей скважины 2.
Производят монтаж клапана регулируемого скважинного в добывающей скважине 2 так, как показано на фиг.3.
Клапан 6 (см. фиг.3) установлен над пакером 5, при этом запорный элемент 12 находится на седле 11. Производят отбор продукции из обоих горизонтальных участков 2′ и 2″ добывающей скважины 2, поскольку:
н
3
где Q - производительность насоса, м/сут;
2′
3
Q - продуктивность верхнего горизонтального участка 2′ добывающей скважины 2, м/сут;
2″
3
Q - продуктивность нижнего горизонтального участка 2″ добывающей скважины 2, м/сут.
макс,
макс
1
При этом уровень жидкости в добывающей скважине 2 (см. фиг.1, 2, 3) повышается, при этом оказывается давление сверху на шток 17 запорного элемента 12, который перемещается вниз вместе с седлом 11, на котором сидит запорный элемент 12, относительно остающегося неподвижным корпуса 9 клапана 6, сжимая пружину 16. Перемещение деталей 11, 12, 16, 17, 19 продолжается до тех пор, пока пружинное кольцо 19, находящееся в выборке 18, минуя фаску 14 кольцевого сужения 13, не окажется под фаской 15. В результате клапан 6 закрывается, отсекая горизонтальный участок 2″ добывающей скважины, при этом уровень жидкости в добывающей скважине превышает максимально допустимое значение - Н равное, как отмечено выше, Н=700 м и составляет H=800 м.
Отбор продукции из добывающей скважины 2 продолжают из одного горизонтального участка 2′, а поскольку:
н
3
где Q - производительность насоса, м/сут;
2′
3
Q - продуктивность верхнего горизонтального участка 2′ добывающей скважины 2, м/сут;
мин
мин
мин
2
Уровень жидкости в добывающей скважине 2 снижается и, соответственно, снижается давление, оказываемое сверху на шток 17 запорного элемента 12, и при достижении уровнем жидкости в добывающей скважине 2 значения Н=300 метров и за счет возвратной силы пружины 16 пружинное кольцо 19, находящееся в выборке 18, выходит вверх из-под фаски 15 кольцевого сужения 13 и детали 11, 12, 16, 17, 19 начинают перемещаться вверх относительно остающегося неподвижным корпуса 9 клапана 6, при этом пружина 16 выпрямляется. Перемещение деталей 11, 12, 16, 17, 19 продолжается до тех пор, пока пружинное кольцо 19, находящееся в выборке 18, не окажется над фаской 14 кольцевого сужения 13. В результате клапан 6 открывается и горизонтальный участок 2″ добывающей скважины сообщается с поднасосным пространством добывающей скважины 2, при этом уровень жидкости в добывающей скважине снижается ниже минимального допустимого значения - Н, равного, как отмечено выше, Н=300 м и составляет Н=200 м.
Отбор продукции из добывающей скважины 2 продолжают из обоих горизонтальных участков 2′ и 2″, а поскольку
,
н
3
где Q - производительность насоса, м/сут;
2′
3
Q - продуктивность верхнего, м/сут;
2″
3
Q - продуктивность нижнего горизонтального участка 2″ добывающей скважины 2, м/сут.
Уровень жидкости в добывающей скважине 2 начинает повышаться. В дальнейшем цикл работы клапана повторяется, как описано выше.
1
макс
2
мин
Предлагаемый способ разработки массивной залежи нефти прост в осуществлении и позволяет постепенно и равномерно произвести выработку нефти из пласта с контролем обводненности всех разветвленных горизонтальных участков добывающей скважины и снижением обводненности добываемой продукции из нижнего горизонтального участка добывающей скважины в процессе разработки за счет применения регулируемого от давления скважинного клапана, который срабатывает (открывается или закрывается) в определенных интервалах гидравлических давлений в скважине, то есть клапан закрывается при превышении давления, создаваемого уровнем жидкости H в добывающей скважине выше максимально допустимого давления, создаваемого уровнем Н, а открывается снизу вверх при снижении давления, создаваемого уровнем жидкости Н ниже давления, создаваемого минимально допустимым уровнем Н.