СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА СКВАЖИНОЙ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
METHOD OF DEVELOPING WELL OIL RESERVOIR WITH HORIZONTAL TERMINATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром и открытым или заглушенным нижним концом, оснащенной между пластами или выше и между пластами одним или несколькими пакерами для разобщения пластов и регулирующим устройством для управления дебитом флюида при добыче, при этом в скважине на уровне ее пласта оснащают колонну труб или регулирующее устройство измерительным преобразователем для передачи информации по замерам на поверхность скважины и определения технологических параметров флюида при добыче, для чего спускают в скважину снаружи или внутри колонны труб кабель или импульсную трубку и связывают с измерительным преобразователем или регулирующим устройством, или как с измерительным преобразователем, так и с регулирующим устройством, выполненными съемного типа, причем после монтажа устья скважины добывают флюид, направляя его через регулирующее устройство и измерительный преобразователь, получают на устье информацию по замеру от измерительного преобразователя и определяют технологические параметры флюида для пластов, а при их отличии от проектного значения изменяют пропускное сечение регулирующего устройства до достижения проектного значения технологических параметров для каждого из пластов. Причем в измерительный преобразователь устанавливают интерфейс для сохранения информации о замеренных технологических параметрах. Измерительный преобразователь устанавливают в виде датчика давления или перепада давления, температуры или перепада температуры, или расходомера, или объемного, или массового дебитомера. Регулирующее устройство выполняют в виде электрического, или электромагнитного, или импульсного клапана с запорным элементом, степенью открытия которого управляют с поверхности скважины путем подачи сигнала или импульса через кабель или импульсную трубку. Для реализации способа используют устройство, состоящее из колонны труб, оснащенных одним или несколькими пакерами, одним или несколькими регулирующими устройствами, причем колонну труб или регулирующее устройство оснащают измерительным преобразователем с интерфейсом, кабелем или импульсной трубкой (патент РФ 2313659, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.12.2007).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разобщения и управления выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, включающий спуск в скважину колонны труб с кабелем, регулирующими устройствами в виде электрических клапанов, измерительными датчиками давления и температуры и с одним или несколькими пакерами, разобщающими внутрискважинное пространство. Применяют датчики, информацию с которых подают на блок измерения, установленный на устье скважины. Сигналы на открывание и закрывание регулирующих устройств подают по кабелю с устьевого блока управления. Подъем продукции на поверхность осуществляют насосом по внутритрубному пространству. Согласно изобретению, скважину строят с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости. Пакеры устанавливают в горизонтальном участке скважины, разделяя зоны пласта с различной проницаемостью. Внутритрубное пространство разобщают заглушкой, выше которой размещают друг над другом верхнее и нижнее регулирующие устройства, размещенные в вертикальном стволе и оснащенные измерительными датчиками. Зоны с одинаковой или близкой проницаемостью сообщают между собой, группируя в два потока, сообщенные с внутрискважинным пространством и входом верхнего регулирующего устройства или внутритрубным пространством и входом нижнего регулирующего устройства. Выходы регулирующих устройств сообщены с входом насоса, а величину открывания регулирующих устройств производят с частотным разделением по одному кабелю, по которому производят и снятие параметров с измерительных датчиков, по показаниям которых определяют величину открывания каждого из регулирующих устройств. Каждое регулирующее устройство выполнено в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которых соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем и клапаном, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входом в виде каналов, в котором размещена компенсационная камера с эластичными стенками, заполненная смазочной жидкостью и сообщенная с внутренним пространством толкателя и герметизированным пространством, расположенным выше толкателя. (Патент РФ №2488686, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.07.2013 - прототип).
Недостатками известных способов является неполная выработка запасов нефти вдоль горизонтального ствола, проявляющаяся в связи с неравномерным распределением забойного давления вдоль горизонтального ствола, а также неоднородностью пластов. При этом выработка происходит неравномерно, а некоторые из участков могут вообще не быть подключенными к работе.
В предложенном изобретении решается задача повышения выработки запасов нефти вдоль горизонтального ствола добывающей скважины.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием, включающем бурение или выбор уже пробуренной горизонтальной скважины, выделение по горизонтальному стволу интервалов продуктивного пласта, различающихся по свойствам, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером, разделение интервалов продуктивного пласта пакером, спуск в скважину насоса, регулирующих устройств в виде электрических клапанов и манометров-термометров, подъем продукции на поверхность насосом по внутритрубному пространству, согласно изобретению предварительно между интервалами продуктивного пласта устанавливают оборудование локального крепления скважины, в скважину спускают компоновку, состоящую из пакера, колонны насосно-компрессорных труб, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем нижним электрическим клапаном для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб, манометром-термометром для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб перед корпусом, верхним электрическим клапаном для регулирования притока из затрубного пространства в полость корпуса, манометром-термометром для замера давления в затрубном пространстве и манометром-термометром для замера давления всасывания насоса, и колонны насосно-компрессорных труб до устья скважины, проводят освоение скважины в три этапа с отбором продукции по колонне насосно-компрессорных труб и затрубному пространству, только по колонне насосно-компрессорных труб и затем только по затрубному пространству, анализируют результаты замеров дебитов и обводненности продукции, эксплуатируют интервал скважины с меньшей обводненностью при остановке эксплуатации интервала с большей обводненностью при начальном повышенном дебите до снижения забойного давления и уровня жидкости ниже оптимального и при последующем рабочем дебите с поддержанием стабильным забойного давления, скважину эксплуатируют до превышения обводненности продукции из эксплуатируемого интервала выше обводненности продукции из второго интервала и затем эксплуатируют оба интервала одновременно, поддерживают обводненность обоих интервалов на одинаковом уровне.
Сущность изобретения
На нефтеотдачу нефтяного пласта, разрабатываемого скважинами с горизонтальным окончанием, существенное влияние оказывает равномерность выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. Исследования показывают, что забойное давление вдоль горизонтального ствола распределено неравномерно, центральная часть горизонтального ствола в большинстве случаев работает хуже всего. Кроме того, коллекторы практически всегда неоднородны, что приводит к неравномерности выработки запасов и низким дебитам нефти скважин. В предложенном изобретении решается задача повышения выработки запасов нефти вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Задача решается следующим образом.
При разработке нефтяного пласта скважиной с горизонтальным окончанием ведут бурение (или выбор уже пробуренной скважины) горизонтальной скважины. Скважину обсаживают в вертикальной части, оставляя горизонтальный ствол не обсаженным. Анализируют свойства интервалов продуктивного пласта. Выделяют два интервала, различающиеся по свойствам. Между интервалами продуктивного пласта устанавливают оборудование локального крепления скважины. В скважину спускают компоновку, состоящую из пакера, колонны насосно-компрессорных труб, корпуса клапанного оборудования с расположенными в нем нижним электрическим клапаном для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб, манометром-термометром для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб перед корпусом, верхним электрическим клапаном для регулирования притока из затрубного пространства в полость корпуса, манометром-термометром для замера давления в затрубном пространстве и манометром-термометром для замера давления всасывания насоса, и колонны насосно-компрессорных труб до устья скважины. Проводят освоение скважины преимущественно свабированием в три этапа с отбором продукции по колонне насосно-компрессорных труб и затрубному пространству, только по колонне насосно-компрессорных труб и затем только по затрубному пространству. Анализируют результаты замеров дебитов и обводненности продукции. Выявляют интервал с меньшей обводненностью продукции. Эксплуатируют интервал скважины с меньшей обводненностью, т.е. отбирают продукцию пласта с периодическим анализом обводненности продукции. При этом отбор продукции из второго интервала с большей обводненностью не проводят. Эксплуатацию первого интервала ведут при начальном повышенном дебите до снижения забойного давления и уровня жидкости ниже оптимального и при последующем рабочем дебите с поддержанием стабильным забойного давления. Скважину эксплуатируют до превышения обводненности продукции из эксплуатируемого интервала выше обводненности продукции из второго интервала. Затем подключают к эксплуатации второй интервал и эксплуатируют оба интервала одновременно. При этом регулируют отборы продукции и поддерживают обводненность обоих интервалов на одинаковом уровне.
Оборудование локального крепления скважины, размещенное в необсаженном стволе между интервалами продуктивного пласта, на практике не полностью изолирует один интервал от другого, а допускает небольшой переток жидкости между интервалами по пространству между породой и оборудованием, что позволяет при эксплуатации интервалов обеспечить слабую связь интервалов и слабый поток продукции. Этим достигается слабый приток из как бы простаивающего интервала продукции с меньшей обводненностью, нежели чем при стандартной эксплуатации насосным оборудованием. Оборудование локального крепления скважины размещено в горизонтальном стволе, который, строго говоря, не является идеально горизонтальным, а имеет некоторую кривизну. Кроме того, для размещения оборудования локального крепления скважины выбран заглинизированный интервал между продуктивными интервалами. Таким образом наличие искривления и заглинизированности обеспечивает слабый переток между оборудованием локального крепления скважины и породой.
В результате удается повысить выработку запасов нефти вдоль горизонтального ствола добывающей скважины.
Пример конкретного выполнения
Скважина пробурена в пределах купольной зоны нефтяной залежи с длиной горизонтального ствола 226,5 м. По результатам гидродинамических исследований скважины горизонтальный ствол скважины был разделен на 2 участка с разными фильтрационно-емкостными свойствами.
2
По ближнему участку средние показания: коэффициент пористости (Кп) - 25,2%; коэффициент абсолютной проницаемости (Кабс. прон-ти) - 1,445 мкм; коэффициент глинистости (Кгл) - 0,6%; коэффициент нефтенасыщенности (Кн) - 76,2%.
2
По дальнему участку средние показания Кп - 22,8%; К абс. прон-ти - 0,686 мкм; Кгл - 2,8%; Кн - 73,7%.
В связи с тем, что на дальнем участке присутствует большое количество глинистых пропластков, было принято решение спустить оборудование локального крепления ствола скважины - разобщитель пласта РП-144У на глубину 1496-1513,2 м и пакер ПРО-ЯМО-122 на глубину - 1504,6 м, т.е. в интервал глинистых пропластков. На данном участке отмечается слабое искривление ствола скважины. В месте установки разобщителя радиус искривления скважины составляет  на 10 м от 046-0,56 градусов. Радиус скважины в интервале установки разобщителя - 144 мм.
По результатам освоения на скважину было спущено технологическое оборудование. Насос спущен на глубину 1000 м и ниже до глубины 1513,2 м спущен хвостовик. До глубины 1072 м спущены манометры, позволяющие фиксировать давления в дальней и ближней частях пласта, и электроклапаны регулировки притока  для регулировки притока с разделенных участков.
На фиг. 1 представлено спущенное в скважину технологическое оборудование. На фиг. 1 приняты следующие обозначения: 1 - вертикальный ствол скважины, 2 - обсадная колонна, 3 - горизонтальный ствол скважины, 4 - дальний интервал, 5 - ближний интервал, 6 - оборудование локального крепления скважины, 7 - пакер, 8 - нижняя часть колонны насосно-компрессорных труб, 9 - корпус клапанного оборудования, 10 - нижний электрический клапан для регулирования притока по колонне насосно-компрессорных труб, 11 - манометр-термометр для замера давления в колонне насосно-компрессорных труб перед корпусом, 12 - верхний электрический клапан для регулирования притока из затрубного пространства в полость корпуса, 13 - манометр-термометр для замера давления в затрубном пространстве, 14 - манометр-термометр для замера давления всасывания насоса, 15 - верхняя часть колонны насосно-компрессорных труб до устья скважины, 16 - кабель, 17 - насос, 18 - устройство герметичного вывода кабеля, 19 - колонна штанг, 20 - станок-качалка, 21 - интерфейсный блок, 22 - компьютер.
3
3
Процесс освоения скважины начинают с двух интервалов: средний дебит по жидкости составлял  36 м/сут, нефти - 19,4 т/сут при обводненности 40% и забойном давлении 6,1 МПа. Обводненность дальнего интервала намного превышает обводненность ближнего интервала. Однако первоначальный отбор для ближнего интервала оказался высок, что привело к постепенному снижению забойного давления. На скважине уменьшили отбор до 27 м/сут. При эксплуатации ближнего интервала наблюдают медленный рост обводненности.
После того, как обводненность ближнего интервала увеличилась до 60%, подключают к эксплуатации второй дальний интервал интервала и эксплуатируют скважину совместно по двум интервалам.
Для поддержания пластового давления по участку разработки подключили нагнетательную скважину, после чего за счет дренирования участка с двух сторон произошло снижение обводненности соседних добвающих скважин с 95% до 55% и увеличение дебита с 0,6 т/сут до 5,6 т/сут. То есть бурение такой скважины, как описано выше с горизонтальным окончанием, разделенным на отдельные интервалы, повлияло на весь процесс разработки участка.
Учитывая дренирование залежи дебит скважины не увеличивают, создавая большую депрессию, так как увеличение депрессии может привести к потере прочности пород, к преждевременному обводнению, падению давления и соответственно падению дебита скважины.
Рассчитана экономическая эффективность сроком на 15 лет. Дисконтированный срок окупаемости мероприятия составит 1 год 9 месяцев. Чистый дисконтированный доход - 182208 тысяч рублей. Индекс доходности при этом составит 1,69.
Применение предложенного способа позволит обеспечить равномерную работу всей длины горизонтального участка скважины, создать необходимую депрессию на отдельные участки ствола скважины, обеспечить полную и равномерную выработку запасов нефти, производить обработки призабойной зоны на отдельные интервалы скважины для вовлечения их в активную разработку, отсечь отдельные участки горизонтального ствола скважины при преждевременном обводнении.