СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
DEVELOPMENT OF FLOODED OIL DEPOSIT

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представляют собой водонасыщенные и нефтенасыщенные зоны и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом.
Известен способ разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU №2509885, МПК Е21В 43/32, опубл. в бюл. №8 от 20.03.2014 г.), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, изоляцию вырезанного участка обсадной колонны скважины заливкой изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава, что при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка более 3 м вырезают часть обсадной колонны от интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка и до интервала на 1,5 м выше подошвы водонасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в этом интервале, далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из хвостовика и гидравлического разъединителя, причем хвостовик выполнен в виде труб наружным диаметром меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, а на нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан с возможностью открытия или закрытия под действием избыточного давления, а ниже - фильтр, причем длину хвостовика выбирают размером не меньше расстояния от забоя до интервала на 1,5 м ниже кровли непроницаемого естественного пропластка, далее собранную компоновку на колонне заливочных труб спускают в скважину до упора нижнего конца хвостовика в забой, приводят в действие гидравлический разъединитель, после чего приподнимают колонну заливочных труб на 1 м и опускают, затем закачивают изолирующий состав по колонне труб и хвостовику и продавливают изолирующий состав закачкой продавочной жидкости в колонну труб через открывшийся под действием избыточного давления обратный клапан и фильтр хвостовика в межтрубное пространство и доводят его до головы хвостовика, извлекают колонну заливочных труб с гидравлическим разъединителем из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение, при этом в качестве изолирующего состава применяют микроцемент, после отверждения изолирующего состава производят разбуривание изолирующего состава и обратного клапана и удаление продуктов разбуривания из хвостовика промывкой.
Недостатки данного способа:
- во-первых, низкая эффективность изоляции заколонных перетоков и водонефтенасыщенных зон, так как изоляцию производят только с одной стороны нефтенасыщенной зоны, и при последующей разработке пласта происходит обводнение нефтенасыщенной зоны с другой его стороны;
- во-вторых, низкое качество изоляции вырезанного участка микроцементом (изолирующим составом) в горизонтальном стволе, ввиду того что изолирующий состав растекается в горизонтальном стволе скважины;
- в-третьих, финансовые и материальные затраты, связанные с необходимостью производить разбуривание изолирующего состава и обратного клапана, а также удалять продукты разбуривания из хвостовика промывкой.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату способ разработки обводненного нефтяного месторождения (патент RU №2509884, МПК Е21В 43/32, опубл. в бюл. №8 от 20.03.2014 г.), включающий разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, изоляцию вырезанного участка обсадной колонны скважины заливкой изолирующим составом, разбуривание изолирующего состава после отверждения изолирующего состава, при этом при размещении водонасыщенной зоны ниже нефтенасыщенной зоны пласта и толщине непроницаемого естественного пропластка менее 3 м вырезают часть обсадной колонны от подошвы непроницаемого естественного пропластка и до кровли нефтенасыщенной зоны пласта, расширяют ствол скважины в этом интервале с помощью гидромониторной насадки, далее на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из фрезы с зубьями и отверстиями, хвостовика и стыковочного узла, при этом хвостовик выполнен в виде труб диаметром меньше диаметра обсадной колонны, на нижнем конце хвостовика устанавливают обратный клапан, а длину хвостовика выбирают равной расстоянию от забоя до кровли нефтенасыщенной зоны пласта плюс два метра, далее собранную компоновку посредством левого переводника соединяют с заливочной колонной труб и спускают в обсадную колонну скважины до упора зубьев фрезы в забой, причем зубья фрезы направлены в сторону, противоположную направлению вращения заливочной колонны труб при отсоединении заливочной колонны труб от хвостовика, производят вращение заливочной колонны труб с устья скважины по часовой стрелке на 8-10 оборотов и производят отсоединение заливочной колонны труб от хвостовика, после чего приподнимают заливочную колонну труб на 1,5 м, закачивают изолирующий состав в заливочную колонну труб и продавливают продавочной жидкостью в межтрубное пространство, доводят его до головы хвостовика, извлекают заливочную колонну труб с левым переводником и стыковочным узлом из скважины и оставляют изолирующий состав на отверждение, при этом в качестве изолирующего состава применяют микроцемент, после отверждения микроцемента производят разбуривание обратного клапана из внутреннего пространства хвостовика и удаление излишков микроцемента из хвостовика, затем скважину вводят в разработку как добывающую для отбора продукции из нефтенасыщенной зоны пласта или как нагнетательную для закачки жидкости в водонасыщенную зону пласта.
Недостатки данного способа:
- во-первых, низкая эффективность изоляции заколонных перетоков и водонефтенасыщенных зон, так как изоляцию производят только с одной стороны нефтенасыщенной зоны, и при последующей разработке пласта происходит обводнение нефтенасыщенной зоны с другой его стороны;
- во-вторых, низкое качество изоляции вырезанного участка микроцементом (изолирующим составом) в горизонтальном стволе, ввиду того что изолирующий состав растекается в горизонтальном стволе скважины;
- в-третьих, для расширения вырезанного участка обсадной колонны используют гидромониторную насадку, которая не обеспечивает полную очистку вырезанного участка от разрушенного цементного кольца и стружки и их вынос на устье скважины, особенно в горизонтальных скважинах;
- в-четвертых, финансовые и материальные затраты, связанные с необходимостью спуска хвостовика, проведения разбуривания изолирующего состава и обратного клапана после изоляции, а также удаления продуктов разбуривания из хвостовика промывкой.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет герметичного отсечения нефтенасыщенной зоны с обоих сторон, повышение качества изоляции за счет применения пакеров, а также обеспечение полной очистки от разрушенного цементного кольца вырезанных участков обсадной колонны путем применения раздвижного расширителя и выноса шлама на устье за счет применения шламоуловителя, сокращение финансовых и материальных затрат, за счет реализации способа без спуска хвостовика и применения микроцемента (изолирующего состава).
Поставленная задача решается способом разработки обводненного нефтяного месторождения, включающим разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт, состоящий из водонасыщенных и нефтенасыщенной зон, исследование нефтеводонасыщенных зон пласта и интервалов их залегания, спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта, вырезание участка обсадной колонны, расширение ствола скважины в вырезанном участке обсадной колонны, изоляцию вырезанного участка обсадной колонны скважины.
Новым является то, что в скважине последовательно, начиная со стороны забоя, вырезают в обсадной колонне два участка напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны, при этом вырезают участки обсадной колонны от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах, затем последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины спуском компоновки, состоящей из колонны бурильных труб с раздвижным расширителем на конце и шламоуловителем, установленным в составе колонны бурильных труб выше раздвижного расширителя, извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку в скважину на колонне труб и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера с посадочным инструментом, спускают компоновку на колонне труб в обсадную колонну и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны, производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины, оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины.
Способ может быть реализован в скважинах как с вертикальным, так и с горизонтальным стволом следующим образом.
В данном способе обводненное нефтяное месторождение разбуривают скважинами 1 (см. фиг. 1), например, с горизонтальным стволом, пересекающим пласт 2. Пласт 2 состоит из водонасыщенных 3′; 3″ и нефтенасыщенной 4 зон.
В скважину 1 спущена и закреплена в ней обсадная колонна 5.
В обсадной колонне 5 скважины 1 выполнена перфорация нефтенасыщенной зоны 4 пласта 2 с образованием перфорационных отверстий 6.
В процессе эксплуатации скважины 1 вода из водонасыщенных зон 3′ и 3″ пласта 2 по заколонному пространству (перетоку) 7 обсадной колонны 5 скважины 1 и перфорационные отверстия 6 нефтенасыщенной зоны 4 пласта 2 в скважину 1, при этом происходит обводнение добываемой нефти.
Это происходит вследствие того, что давление в водонасыщенных зонах 3′ и 3″ пласта 2 выше, чем в нефтенасыщенной зоне 4 пласта 2. По данным промысловых исследований уточняют характер нефтеводонасыщенности и интервалы их залегания. Определяют пористость и остаточную нефтенасыщенность зоны 4.
1
2
В скважине 1 последовательно, начиная со стороны забоя 8 (см. фиг. 2), вырезают в обсадной колонне 5 два участка 9′ и 9″ напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны 4 длиной L и L, соответственно.
1
2
1
1
1
2
2
2
1
1
2
2
Вырезают обсадную колонну 5 от границ водонефтяного контакта 10′ и 10″ участками 9′ и 9″ соответственно длиной L и L равными интервалами (одинаковой длины) в водонасыщенных 3′ и 3″ и нефтенасыщенной 4 зонах, т.е. L=a+b; L=a+b, при этом a=b; а=b.
1
1
1
1
1
Например: a=b=2 м, тогда L=a+b=2 м + 2 м=4 м.
2
2
2
2
2
а=b=3 м, тогда L=а+b=3 м + 3 м = 6 м.
Вырезание производят любым известным устройством, например, с помощью фрезера колонного раздвижного (ФКР) любого известного производителя, спущенного в скважину на колонне труб (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано). Работа фрезера колонного раздвижного осуществляется под действием перепада давления в корпусе фрезера.
1
2
По окончанию вырезания в обсадной колонне 5 (см. фиг. 2) скважины 1 образуется два участка 9′ и 9″ напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны 4 длиной L и L, соответственно. Извлекают колонну труб с универсальным вырезающим устройством из скважины 1.
Затем последовательно, начиная со стороны забоя 8 (см. фиг. 3), расширяют вырезанные участки 9′ и 9″ обсадной колонны 5 скважины 1. Для этого спускают в скважину 1 компоновку, состоящую из колонны труб 11 с раздвижным расширителем 12 (любого известного производителя) на конце и шламоуловителем, установленным в составе колонны бурильных труб 11 выше раздвижного расширителя 12.
Раздвижной расширитель (РР) обеспечивает полную очистку вырезанных участков 9′ и 9″ обсадной колонны 5 скважины 1 от разрушенного цементного кольца с захватом частиц горной породы за счет выдвижения в рабочее положение лопастей, армированных высококачественными резцами. Работа раздвижного расширителя осуществляется под действием перепада давления в корпусе расширителя.
Шламоуловитель обеспечивает эффективное улавливание и удерживание шлама (частиц разрушенного цементного кольца, стружки и горной породы) и исключает их оседание на наклонный участок горизонтального ствола скважины или забой вертикальных скважин.
Извлекают из скважины 1 компоновку (колонну труб 11 с раздвижным расширителем 12 и шламоуловителем) для расширения вырезанных участков 9′ и 9″ обсадной колонны 5. При этом вместе со шламоуловителем обеспечивается вынос на устье скважины шлама, находящегося в шламоуловителе.
1
1
На устье скважины 1 снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера 13 (см. фиг. 4), собранного из водонабухающего патрубка 14 длиной, равной длине a=2 м (см. фиг. 2) вырезанного интервала в водонасыщенной зоне 3′ пласта 2, и нефтенабухающего патрубка 15 (см. фиг. 4) длиной, равной длине b=2 м (см. фиг. 2) вырезанного интервала в нефтенасыщенной зоне 4 (см. фиг. 2 и 4), трубы 16 и глухого разбуриваемого пакера 17 с посадочным инструментом, спускают компоновку на колонне труб (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) в обсадную колонну 5 (см. фиг. 4) скважины 1 и устанавливают водонефтенабухающий пакер 13 напротив ближайшего к забою 8 вырезанного участка 9′ обсадной колонны 5.
Производят посадку глухого разбуриваемого пакера 17 в обсадной колонне 5 с целым цементным кольцом за обсадной колонной 5, определяемым по данным акустической цементометрии (АКЦ), и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины 1. Длина трубы 16 зависит от состояния целостности цементного кольца за обсадной колонной 5, например 4 м.
2
2
Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера 18 (см. фиг. 4), собранного из нефтенабухающего патрубка 19 длиной, равной длине b=3 м (см. фиг. 2) вырезанного интервала обсадной колонны 5 в нефтенасыщенной зоне 4, и водонабухающего патрубка 20 (см. фиг. 4) длиной, равной длине а=3 м (см. фиг. 2) вырезанного интервала обсадной колонны 5 в водонасыщенной зоне 3″ (см. фиг. 2 и 4), трубы 21 и проходного разбуриваемого пакера 22 с посадочным инструментом, спускают компоновку в скважину 1 на колонне труб (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) и устанавливают водонефтенабухающий пакер 18 (см. фиг. 4) напротив вырезанного участка 9″ обсадной колонны 5. При реализации способа применяют нефте- и водонабухающие патрубки любого известного производителя.
Производят посадку проходного разбуриваемого пакера 22 в обсадной колонне 5 с целым цементным кольцом за обсадной колонной 5, определяемым по данным акустической цементометрии (АКЦ) и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины 1. Длина трубы 21 зависит от состояния целостности цементного кольца за обсадной колонной 5, например 5 м.
Оставляют водонефтенабухающие пакера 13 и 18 на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков 9′ и 9″ обсадной колонны 5 скважины 1.
Опытным путем установлено, что радиальное расширение (набухание) водонефтенабухающих пакеров 13 и 18 до контакта с горной породой составляет 14 суток, при этом максимальный перепад давления, воспринимаемый водонефтенабухающими пакерами 13 и 18, составляет 8,5 МПа, а потенциальная возможность по объемному набуханию составляет до 1000%.
В качестве разбуриваемых пакеров 17 и 22 применяют любой известный разбуриваемый пакер, например, описанный в патенте на изобретение RU №2296853 «Разбуриваемый пакер» МПК Е21В 33/12, опубл. 10.04.2007 г. или в патенте на изобретение RU №2137902 «Пакер-пробка разбуриваемый» МПК Е21В 33/12, опубл. 20.09.1999 г.
Повышается качество изоляции вырезанного участка обсадной колонны ввиду того, что изоляцию производят водонефтенабухающими пакерами, расширяющимися радиально в соответствующих вырезанных участках 9′ и 9″ обсадной колонны 5 скважины 1.
Повышается эффективность изоляции заколонного перетока 7 и водонефтенасыщенных зон 3′ и 3″, так как изоляцию нефтенасыщенной зоны 4 производят с обоих сторон, что полностью исключает обводнение нефтенасыщенной зоны 4 и позволяет произвести полную выработку нефтенасыщенной зоны 4.
Применение водонефтенабухающих пакеров позволяет исключить финансовые и материальные затраты, связанные с необходимостью спуска хвостовика, проведения разбуривания изолирующего состава и обратного клапана после изоляции, а также удаления продуктов разбуривания из хвостовика промывкой.
Предлагаемый способ разработки обводненного нефтяного месторождения позволяет:
- повысить эффективность изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет герметичного отсечения нефтенасыщенной зоны с обоих сторон;
- повысить качество изоляции за счет применения нефтеводонабухающих и разбуриваемых пакеров;
- обеспечить полную очистку от разрушенного цементного кольца вырезанных участков обсадной колонны путем применения раздвижного расширителя и выноса шлама на устье за счет применения шламоуловителя;
- сократить финансовые и материальные затраты, за счет реализации способа без спуска хвостовика и применения микроцемента (изолирующего состава).