СПОСОБ ВЕЕРНОЙ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
PROCEDURE FOR FAN-LIKE INTERVAL-BY-INTERVAL OPERATION OF OIL PRODUCING WELLS

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки и эксплуатации нефтяных месторождений многозабойными горизонтальными скважинами.
Одним из наиболее эффективных способов повышения продуктивности скважин является проводка боковых горизонтальных стволов в низкопродуктивных или простаивающих скважинах. Для уменьшения числа скважин при разработке месторождений и сокращения затрат на их строительство применяется метод многозабойного бурения скважин [1, с.21-24]. Сущность метода заключается в том, что из основного ствола скважины, после его крепления, производят бурение боковых стволов. Число боковых стволов и их расположение зависят от геологических особенностей пласта и его физических характеристик.
Из известных технических решений наиболее близким к заявляемому способу, одновременно являющимся базовым, является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения разветвленными горизонтальными скважинами [2]. Сущность известного способа [2] заключается в том, что при бурении горизонтальных и/или субгоризонтальных стволов определяют границы зон с различной проницаемостью, пересекаемых этими стволами, количество разветвлений определяют из условия обеспечения равномерной выработки запасов месторождения. На границе зон, отличающихся проницаемостью в 1,5 и более раз, устанавливают пакер, а отбор продукции осуществляют с помощью оборудования одновременно-раздельной эксплуатации при поддержании забойного давления для каждой выбранной зоны.
Недостатком известного способа [2] является недостаточная выработка запасов нефти в неоднородных по проницаемости коллекторах. Во-первых, из-за случайного распределения по простиранию и разрезу зон с различной проницаемостью, которая может отличаться в десятки раз и переслаиваться многократно по стволу скважины, нельзя однозначно определить границы зон, отличающихся проницаемостью в 1,5 и более раз, для установки пакера. Во-вторых, подтягивание воды к стволу скважины в области перфорации по наиболее проницаемым прослоям, приведет к блокированию нефтенасыщенных прослоев и зон с меньшей проницаемостью и быстрому росту обводненности добываемой продукции.
Целью предлагаемого способа является увеличение нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижение объемов и стоимости буровых работ.
Поставленная цель достигается тем, что нефтяное месторождение с неоднородным по проницаемости коллектором разбуривают редкой сеткой скважин. Каждая скважина имеет основной ствол, по окончании бурения которого его перфорируют в области продуктивного пласта, исследуют на приток и устанавливают пакер. Из основного ствола выше продуктивного пласта осуществляют врезку первого бокового ствола, горизонтально направленного в области продуктивного пласта. По окончании бурения его также исследуют на приток и устанавливают пакер. Затем аналогично последовательно осуществляют врезку других боковых стволов, горизонтально направленных в области продуктивного пласта. Горизонтальные участки всех боковых стволов, расположенные в продуктивном пласте, направлены симметрично в радиальном направлении относительно основного ствола скважины. Количество боковых стволов зависит от среднестатистического значения проницаемости разрабатываемого пласта. После завершения бурения последнего бокового горизонтального ствола его также перфорируют, исследуют на приток и определяют оптимальный дебит. В скважину спускают погружной насос и осуществляют эксплуатацию скважины. Отбор жидкости производят из последнего горизонтального ствола, контролируют дебит жидкости, давление на забое и обводненность добываемой жидкости. Если в процессе эксплуатации дебит жидкости уменьшается, т.е. нагнетательные скважины не обеспечивают восстановление давления в пласте, или происходит резкое увеличение обводненности добываемой продукции, т.е. нагнетаемая вода достигла ствола скважины, то отбор жидкости из последнего горизонтального ствола прекращают. В месте врезки последнего горизонтального ствола устанавливают пакер. Из предпоследнего горизонтального ствола, врезка которого расположена ниже последнего горизонтального ствола по оси основного ствола, убирают пакер и производят отбор жидкости, контролируя дебит жидкости, давление на забое и обводненность добываемой жидкости. При этом в контуре интервала дренирования последнего горизонтального ствола, из которого прекратили отбор жидкости, происходит постепенное восстановление давления и перераспределение насыщенностей, стремящихся к равновесному распределению фаз в поровом пространстве. Аналогичным образом последовательно подключают следующие горизонтальные стволы и осуществляют отбор жидкости из них. На завершающей стадии цикла веерной поинтервальной эксплуатации скважины убирают пакер из основного ствола и производят отбор жидкости из контура дренирования зоны пласта, непосредственно прилегающей к основному стволу скважины. За этот период времени в ранее дренируемых боковыми горизонтально расположенными стволами интервалах пласта восстанавливается давление и равновесное распределение фаз в поровом пространстве пласта. Далее устанавливают пакер на основном стволе, убирают пакер из последнего бокового ствола (с которого начиналась эксплуатация скважины) и производят отбор жидкости, контролируя дебит жидкости, давление на забое и обводненность добываемой жидкости. Весь цикл веерной поинтервальной эксплуатации многоствольной скважины повторяют в той же последовательности. Эксплуатацию скважины прекращают после максимально возможной выработки запасов нефти из продуктивной части пласта, дренируемого этой скважиной.
Именно последовательная веерная поинтервальная выработка продуктивного пласта с повторением циклов до максимально возможной выработки запасов нефти из продуктивного пласта является сущностью изобретения.
Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения «новизна». При изучении других технических решений в данной области техники признаки, отличающие заявляемое изобретение от прототипа, не были выявлены и поэтому они обеспечивают заявляемому техническому решению соответствие критерию «существенные отличия».
Техническая сущность изобретения поясняется проекциями многоствольной скважины на вертикальную плоскость (профиль) фиг.1 и на горизонтальную плоскость (план) фиг.2.
На фиг.1 показан профиль многоствольной скважины, состоящей из основного ствола 1 и боковых стволов 2, горизонтально направленных в области продуктивного пласта. На входе основного ствола 1 в продуктивный пласт и на ответвлениях боковых стволов установлены пакеры 3.
На фиг.2 показан план многоствольной скважины, состоящей из основного ствола 1 и боковых стволов 2-9, горизонтально расположенных в радиальном направлении в области продуктивного пласта. Штриховой линией показаны контуры дренирования интервалов продуктивного пласта основным и боковыми стволами.
Предлагаемый способ веерной поинтервальной эксплуатации нефтедобывающих скважин реализуется следующим образом. После бурения многоствольной скважины, состоящей из основного ствола и боковых стволов с горизонтальным направлением в области продуктивного пласта (фиг.1 и 2) в скважину спускают погружной насос и производят отбор жидкости в соответствии с проведенными исследованиями на приток. Отбор жидкости начинают из пробуренного последним бокового ствола. Все остальные входы в основной и боковые стволы закрыты пакерами. Это позволяет осуществлять дренирование интервала, т.е. части продуктивного пласта.
Имеется большое количество нефтяных месторождений со сложно построенными коллекторами, в которых чередуются пропластки с сильно отличающейся проницаемостью. Разработка таких месторождений осложняется тем, что большое количество скважин выбывает из эксплуатации по причине снижения пластового давления и быстрого их обводнения. Известно, что со временем происходит восстановление пластового давления и перераспределение насыщенностей в поровом пространстве пласта. Поэтому внедряются технологии эксплуатации нефтедобывающих скважин в периодическом режиме [3, 4]. Веерная поинтервальная эксплуатация нефтедобывающих скважин учитывает особенности разработки месторождений со сложно построенными коллекторами.
Отбор жидкости производят до снижения текущего пластового давления до 60-80% от начального [4] или увеличения обводненности до 100%. При достижении одного из этих условий отбор жидкости из пробуренного последним бокового ствола прекращают и устанавливают в нем пакер. Далее аналогичным образом последовательно осуществляют отбор жидкости из других боковых стволов, которые дренируют другие интервалы продуктивного пласта. На завершающей стадии цикла веерной поинтервальной эксплуатации скважины убирают пакер из основного ствола и производят отбор жидкости из контура дренирования зоны пласта, непосредственно прилегающей к основному стволу скважины. За этот период времени в ранее дренируемых боковыми стволами интервалах пласта восстанавливается пластовое давление и равновесное распределение фаз в их поровом пространстве. По завершении отбора жидкости из основного ствола, т.е. при достижении одного из условий: снижение текущего пластового давления до 60-80% от начального или увеличение обводненности продукции до 100%, в основном стволе устанавливают пакер. Далее весь цикл веерной поинтервальной эксплуатации многоствольной скважины повторяют в той же последовательности. Эксплуатацию скважины прекращают после полной выработки запасов нефти из части продуктивного пласта, дренируемого этой скважиной.
Использование предлагаемого способа веерной поинтервальной эксплуатации нефтедобывающих скважин обеспечивает по сравнению с существующими известными способами следующие преимущества.
1. Последовательная поинтервальная выработка части продуктивного пласта, дренируемого многоствольной скважиной, с повторением циклов позволяет повысить охват неоднородных по проницаемости пластов, увеличить равномерность выработки запасов нефти их них и тем самым обеспечить максимально возможную выработку запасов нефти.
2. Нефтяное месторождение с неоднородным по проницаемости коллектором разбуривается редкой сеткой скважин. Себестоимость строительства разветвленных горизонтальных скважин в 1,6 раза больше строительства вертикальных скважин [1, с.23]. Удельные капиталовложения на 1 т добытой нефти из разветвленных горизонтальных скважин в 2,2 раза меньше, чем по вертикальным скважинам. Экономическая эффективность значительно превышает первоначальные затраты на строительство разветвленных горизонтальных скважин.
Источники информации
1. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин. / Под ред. Г.П.Зозули. - М.: Издательский центр «Академия», 2009. - 176 с.
2. Патент RU №2339801. Опубликован 27.11.2008. Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения разветвленными горизонтальными скважинами / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Ямгутдинов М.Р. и др.
3. Патент RU №2339800. Опубликован 27.11.2008. Способ разработки нефтяной залежи / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Зиятдинов Р.З. и др.
4. Тяпов О.А., Гарифуллин А.Р., Басов С.Г., Ханжин В.Г. Современные системы управления погружными электронасосами при периодических режимах эксплуатации скважин. // Нефтяное хозяйство, 2008, №2, с.94-96.