Способ эксплуатации горизонтальной скважины
OPERATION METHOD OF HORIZONTAL WELL

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины.
Известна горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды. В известном способе предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию. Причем указанная система содержит: эксплуатационное оборудование с изолирующим устройством в затрубном пространстве рядом с нижней частью вертикальной секции, сепаратор газа/ жидкости для приема добываемых жидкостей от горизонтальной секции и вертикальный всасывающий насос; непрерывный путь потока от конца эксплуатационной колонны до вертикальной секции; множество горизонтальных насосов, расположенных в горизонтальной секции, причем каждый из них имеет вход, открытый в пласт, и выход, открытый в непрерывный путь потока. Горизонтальный участок эксплуатационной колонны закрыт для пласта по всей длине, за исключением как сквозь горизонтальные насосы. Технический результат заключается в добыче текучих сред через горизонтальные скважины (патент РФ №2650983, кл. Е21В 43/12, кл. Е21В 43/32, кл. Е21В 43/113, опубл. 20.04.2018).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является устройство регулирования потока текучей среды в скважине, включающее скважину с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости, колонну труб с кабелем, электрические клапаны, измерительные датчики давления и температуры, один или несколько пакеров, перекрывающих внутрискважинное пространство, герметично отсекая зоны с различной проницаемостью, причем датчики связаны с узлом измерения на устье скважины, а клапаны связаны кабелем с блоком управления, при этом выше клапанов размещен насос для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству, выходы клапанов сообщены с внутритрубным пространством, а входы, кроме ближнего к забою клапана, - с внутрискважинным пространством, причем каждый клапан выполнен в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которого соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем, пространство которого и корпус толкателя заполнены смазочной жидкостью, и шарового клапана, выполненного с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входными каналами. Вход ближнего к устью клапана сообщен с внутрискважинным пространством, шар каждого клапана соединен при помощи корзины с толкателем с возможностью совместного перемещения, клапаны установлены напротив соответствующей зоны скважины для сообщения входными каналами с этой зоной, причем входные каналы каждого клапана оборудованы соответствующими датчиками давления и температуры, при этом стаканы клапанов герметично и жестко соединены с корпусом соответствующего клапана и снабжены, кроме ближнего к забою клапана, продольными переточными каналами, корпус каждого клапана, кроме ближнего к забою, снизу оборудован переходной втулкой, вставленной с возможностью вращения и фиксации в транспортном положении, причем полость внутри толкателя, снабженная плавающим поршнем, сообщена подпоршневым пространством технологическими каналами с внутритрубным пространством, а полость над поршнем каналами, выполненными в корпусе толкателя, сообщена с пространством выше толкателя (патент РФ №2547190, кл. Е21В 43/12, кл. Е21В 34/06, опубл. 10.04.2015 - прототип).
Общим недостатком известных способов является сложность конструкции, что приводит к частым поломкам и, соответственно, снижению межремонтного периода работы скважин. Кроме того, регулирование потока жидкости, при использовании указанных способов, характеризуется невысокой эффективностью, т.к. не используется естественная энергия пласта.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации горизонтальной скважины, включающем бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе от потока жидкости.
Сущность изобретения.
Современное развитие технологий позволяет повысить эффективность эксплуатации горизонтальных скважин. Однако, для данных целей в основном применяют сложные конструкции, что приводит частой поломке данных конструкций и, в свою очередь, к снижению межремонтного периода. Существующие технические решения не в полной мере позволяют максимально эффективно эксплуатировать горизонтальные скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение горизонтального ствола добывающей скважины с оборудованием в горизонтальном стволе. Обозначения: 1 - горизонтальная скважина, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - перфорационные отверстия, 4 - крепление насосно-компрессорной трубы к системе А, 5 - электроцентробежный насос, расположенные перпендикулярно оси трубы, 6 - привод электродвигателя, 7 - аккумулятор, 8 - ротор-генератор электроэнергии, 9 - пакер, 10 - кабель, 11 - штанговый глубинный насос.
Способ реализуют следующим образом.
На участке залежи нефти бурят добывающую горизонтальную скважину 1, спускают эксплуатационную колонну 2, цементируют эксплуатационную колонну 2 и вторично вскрывают пласт, получают перфорационные отверстия 3. Далее в горизонтальный ствол скважины 1 на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены следующие элементы:
- крепление 4 насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения за счет управления с поверхности,
- электроцентробежный насос 5,
- привод электродвигателя 6,
- аккумулятор 7,
- ротор-генератор 8 электроэнергии.
Между системой А и эксплуатационной колонной 2 у пятки горизонтального ствола скважины 1 устанавливают пакер 9 таким образом, чтобы поток жидкости проходил через систему А. Перфорационные отверстия 3 не выполняют в части горизонтального ствола скважины 1, находящегося за пакером 9 в направлении пятки ствола.
Внутри насосно-компрессорной трубы, на которой спускают систему А, размещают кабель 10, соединенный с системой А. После установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель 10 оставляют.
Затем в вертикальную часть скважины 1 спускают штанговый глубинный насос 11 и ведут отбор продукции из добывающей скважины 1. Регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель 10 посредствам изменения режимов работы электродвигателя 6, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе 7 от потока жидкости.
Система А позволяет повысить эффективность эксплуатации горизонтальной скважины как за счет регулирования притока, так и за счет использования движения потока жидкости через ротор-генератор 8, вырабатывающий электроэнергию. В свою очередь данную электроэнергию возможно использовать для работы электроцентробежного насоса 5 через электродвигатель 6 и аккумулятор 7.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, дренируемого скважиной 1. Аналогичные операции выполняют на прочих горизонтальных скважинах залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.
Пример конкретного выполнения способа.
На участке залежи нефти бурят добывающую горизонтальную скважину 1 длиной горизонтального ствола 300 м. Скважину обсаживают эксплуатационной колонной 2, цементируют и вторично вскрывают пласт. Получают перфорационные отверстия 3. Далее в горизонтальный ствол скважины 1 на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены следующие элементы:
- крепление 4 насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности,
- электроцентробежный насос 5,
- привод электродвигателя 6,
- аккумулятор 7,
- ротор-генератор 8 электроэнергии.
Между системой А и эксплуатационной колонной 2 у пятки горизонтального ствола скважины 1 устанавливают пакер 9 таким образом, чтобы поток жидкости проходил через систему А. Перфорационные отверстия 3 не выполняют в части горизонтального ствола скважины 1, находящегося за пакером 9 в направлении пятки ствола.
Внутри насосно-компрессорной трубы, на которой спускают систему А, размещают кабель 10, соединенный с системой А. После установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель 10 оставляют.
Затем в вертикальную часть скважины 1 спускают штанговый глубинный насос 11 и ведут отбор продукции из добывающей скважины 1. Регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель 10 посредствам изменения режимов работы электродвигателя 6, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе 7 от потока жидкости.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, дренируемого скважиной 1. Аналогичные операции выполняют на прочих горизонтальных скважинах залежи.
В результате эксплуатации скважины, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 24 тыс.т нефти, скважина проработала 18 лет. По прототипу при прочих равных условиях аналогичная скважина добыла 19 тыс.т нефти и проработала 14 лет. Прирост добычи нефти по предлагаемому способу - 5 тыс.т и увеличение срока эксплуатации на 4 года.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, увеличить добычу нефти и снизить межремонтный период за счет использования энергии, вырабатываемой от потока жидкости в скважине и регулирования режима работы скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.