СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ С НЕОДНОРОДНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ ЗАЛЕГАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И КОМПОНОВКА СКВАЖИННОГО И УСТЬЕВОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
DEVELOPMENT METHOD OF MULTIPAY FIELDS OF CARBONS WITH HETEROGENEOUS GEOLOGICAL CONDITIONS OF BEDDING OF PRODUCING FORMATIONS AND LAYOUT OF DOWNHOLE AND CONTROL HEAD EQUIPMENT FOR ITS IMPLEMENTATION

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами и их разработка при раздельной эксплуатации малорентабельна.
Известен способ бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (патент РФ2295632, Е21В 43/14, 7/04, 13.03.2006), включающий
- двухэтапное кустовое бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки высокопроницаемый нижний пласт, над которым расположен низкопроницаемый пласт с более высоким пластовым давлением
- предварительный, регулируемый по давлению, перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный пласт,
- и последующую эксплуатацию месторождения кустами скважин,
- причем на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;
- а выше интервала зарезки боковых стволов над верхним пластом устанавливают непроницаемый раздел, например в виде цементного моста, выше которого осуществляют бурение бокового ствола на нижний пласт и последующее разбуривание непроницаемого раздела,
- на втором этапе, после того как пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, на каждом кусте производят бурение эксплуатационных скважин
- и добычу флюида осуществляют из нижнего пласта.
Недостатком известного способа являются дополнительные затраты на бурение перепускных скважин.
Известен способ разработки газовых месторождений (Закиров С.Н. и др. «Проектирование и разработка газовых месторождений», М.: Недра, 1974 г., с.312), включающий:
- разработку двух или нескольких пластов, эксплуатируемых раздельными сетками скважин с единой системой наземного обустройства
- и объединением потоков газа разных пластов.
Недостатком известного способа являются повышенные капитальные затраты при бурении раздельных сеток скважин на каждый пласт.
Известен «Способ одновременной раздельной эксплуатации двух газовых пластов» (А.с. СССР №1406346, Е21В 43/00, опубл. 30.06.1988, бюл. №24) одной скважиной, включающий:
- разобщение пластов пакером,
- отбор газа из нижнего пласта по колонне подъемных труб
- и отбор газа из верхнего пласта по затрубному пространству,
- причем для удаления накапливающейся жидкости из верхнего пласта в колонне подъемных труб над пакером выполнено отверстие,
- через которое периодически производят продувку затрубного пространства путем перекрытия колонны подъемных труб
- с последующим перепуском газа из колонны подъемных труб в затрубное пространство.
Недостатком известного способа является низкая эффективность удаления жидкости по мере выработки нижнего пласта, так как при снижении дебита газа из нижнего пласта скорости восходящего потока будет недостаточно для выноса жидкости. Кроме того, использование затрубного пространства, т.е. кольцевого сечения между наружной стенкой колонны подъемных труб и внутренней стенкой обсадной колонны, для эксплуатации верхнего пласта не всегда возможно, так как площадь этого кольцевого сечения, как правило, значительно больше площади поперечного сечения внутри колонны подъемных труб. Поэтому даже в начальной стадии эксплуатации, когда дебит газа из верхнего пласта будет наибольшим, ввиду значительной площади затрубного пространства скорости восходящего потока газа может быть недостаточно для выноса жидкости.
Известен «Способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений» (Патент РФ №2282759, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2006), при котором:
- в скважине устанавливают закрепленный с помощью пакеров струйный насос,
- посредством которого флюид из пласта, обладающего большим давлением и продуктивностью, являясь активной средой, вовлекает в движение пассивный флюид из другого пласта.
Совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной предполагает обязательную возможность регулирования отбора флюида из каждого пласта, проведения в пластах гидродинамических исследований и учет отбора флюида по каждому из пластов, что не обеспечивается известным способом. Это обусловлено тем, что в струйном насосе происходит соединение и смешивание флюидов двух пластов, поэтому на поверхности возможно определение лишь суммарной производительности притока флюидов, но не из каждого пласта в отдельности, что не обеспечивает контроля выработки пластов.
Кроме того, изменение параметров притока флюида (давления, дебита, влагосодержания, температуры и пр.) из каждого пласта по мере их эксплуатации влияет на характеристику работы струйного насоса, который, поскольку спущен в скважину, невозможно регулировать. Поэтому возможна ситуация, когда из-за недостаточной скорости активного флюида в рабочей камере струйного насоса не будет создаваться необходимое разрежение и, следовательно, будет отсутствовать эффект эжекции для вызова притока пассивного флюида, что делает работу струйной установки неэффективной. Для регулирования рабочих характеристик струйный насос необходимо извлекать из скважины, что приводит к простою скважины и снижению добычи газа.
Задачей изобретения является повышение эффективности одновременно раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.
Для достижения этого технического результата в известном способе разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающем:
- спуск в скважину колонны подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта,
- установку в скважине между пластами разделительного пакера,
- использование струйного насоса, за счет эжекции в котором флюид из пласта, обладающего большей продуктивностью, являясь активной средой, вовлекает в движение пассивный флюид из другого пласта,
- монтаж на устье скважины компоновки оборудования, включающей фонтанную арматуру, трубную подвеску, выкидную линию для пропуска флюида из нижнего пласта и трубопровод для транспортировки смеси флюидов,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ
- в скважину дополнительно спускают колонну подъемных труб для отбора флюида из верхнего пласта и соединяют ее с трубной подвеской и дополнительной выкидной линией для верхнего пласта,
- выработку запасов из двух пластов осуществляют в два этапа:
- на первом этапе с использованием струйного насоса до установления заданной разности забойных давлений в пластах,
- после чего на втором этапе струйный насос исключают из компоновки скважинного и устьевого оборудования,
- а выкидные линии от пластов соединяют с трубопроводом для транспортировки смеси флюидов.
Для осуществления заявляемого способа известная компоновка скважинного и устьевого оборудования, содержащая:
- колонну подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры,
- установленный в скважине между пластами разделительный пакер,
- струйный насос,
- присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре выкидную линию для пропуска флюида из нижнего пласта
- и трубопровод для транспортировки смеси флюидов,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ
- дополнительно содержит колонну подъемных труб для отбора флюида из верхнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры параллельно или концентрично колонне подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта,
- выкидную линию для пропуска флюида из верхнего пласта, присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре
- и счетчики учета продуктивности каждого пласта, установленные на выкидных линиях,
- причем выкидные линии соединены со струйным насосом, установленным на поверхности после счетчиков учета продуктивности перед трубопроводом для транспортировки смеси флюидов.
На чертеже изображена схема осуществления заявляемого способа посредством заявляемой компоновки скважинного и устьевого оборудования, вид сбоку.
Заявляемая компоновка скважинного и устьевого оборудования содержит колонну подъемных труб 1 для отбора флюида из нижнего пласта 2, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3, колонну подъемных труб 4 для отбора флюида из верхнего пласта 5, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3 параллельно колонне подъемных труб 1, установленный в скважине 6 между пластами 2 и 5 разделительный пакер 7, присоединенные на поверхности к фонтанной арматуре 3 выкидные линии 8 и 9 для пропуска флюида из каждого пласта, соединяемые в общий трубопровод 10, счетчики 11 учета продуктивности каждого пласта и запорно-регулирующие устройства 12, установленные на выкидных линиях 8 и 9, и струйный насос 13, установленный на поверхности после счетчиков 11 перед общим трубопроводом 10.
Заявляемый способ осуществляют в два этапа следующим образом.
На многопластовом месторождении углеводородов, представленном продуктивными пластами 2 и 5 с неоднородными геологическими условиями их залегания и различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами, в случае, когда над основным объектом разработки в виде высокопроницаемого низконапорного пласта 2 расположен малопроницаемый пласт 5 с более высоким пластовым давлением, разработка пласта 5 при раздельной эксплуатации малорентабельна, поскольку:
а) ввиду низкой проницаемости пласта 5 и низких дебитов из него бурение отдельных скважин на этот пласт экономически нецелесообразно;
б) совместная эксплуатация пластов 2 и 5 одной скважиной невозможна ввиду того, что флюид из пласта 5, характеризующегося более высоким давлением, будет препятствовать дренированию флюида из пласта 2, характеризующегося меньшим давлением;
в) вызов притока из пласта 5 ввиду его малой проницаемости возможен только при значительной депрессии, несовместимой с депрессией, необходимой для оптимальной работы пласта 2.
Поэтому выработку запасов из двух пластов путем одновременно раздельной эксплуатации одной скважиной осуществляют в два этапа с применением заявляемой компоновки скважинного и устьевого оборудования.
Для этого в пробуренную скважину 6, вскрывшую пласты 2 и 5, в интервал пласта 2 спускают колонну подъемных труб 1 с разделительным пакером 7, который устанавливают в скважине 6 между пластами 2 и 5. Затем параллельно колонне 1 в скважину 6 в интервал пласта 5 спускают колонну подъемных труб 4 для отбора флюида из верхнего пласта 5 и обе колонны соединяют с трубной подвеской фонтанной арматуры 3.
Далее на поверхности к фонтанной арматуре 3 присоединяют выкидные линии 8 и 9 для пропуска флюида из колонн подъемных труб 1 и 4, соединяемые через струйный насос 13 в общий трубопровод 10. На выкидных линиях 8 и 9 до струйного насоса 13 устанавливают запорно-регулирующие устройства 12 и счетчики 11 учета продуктивности каждого пласта.
На первом этапе одновременно раздельную эксплуатацию пластов 2 и 5 осуществляют с использованием струйного насоса 13, за счет эжекции в котором флюид из пласта 2, обладающего большей продуктивностью, являясь активной средой, вовлекает в движение пассивный флюид из пласта 5. При этом благодаря расположению в скважине 6 отдельных колонн подъемных труб 1 и 4 подбором их внутреннего диаметра и, следовательно, площади поперечного сечения для каждого из пластов 2 и 5 задается наиболее оптимальная скорость восходящего потока газа, обеспечивающая вынос пластовой жидкости, что предотвращает ее осаждение и накапливание на забое для нижнего пласта 2 и над пакером 7 для верхнего пласта 5, негативным последствием чего может быть снижение продуктивности пластов 2 и 5 из-за обратной фильтрации жидкости в пласт и его задавливание. Тем самым исключается снижение производительности скважины и затраты на ее возможный ремонт для очистки призабойной зоны от накопившейся жидкости.
Регулирование дебита каждого из пластов осуществляется запорно-регулирующими устройствами 12, а учет продуктивности каждого пласта - счетчиками 11, что в совокупности обеспечивает регулирование отбора флюида из каждого пласта, проведение в пластах гидродинамических исследований и учет отбора флюида по каждому из пластов и в конечном счете повышает эффективность разработки многопластового месторождения.
Размещение струйного насоса 13 на поверхности позволяет производить контроль степени разрежения для эжекции флюида из малопроницаемого пласта 5 путем регулирования поперечного сечения сопел на входе в камеру смешения и диффузор, что по мере изменения параметров притока флюидов из пластов 2 и 5 (давления, дебита, влагосодержания, температуры и пр.) обеспечивает наиболее оптимальную величину коэффициента эжекции струйного насоса, т.е. соотношения между количеством эжектирующего (активного) и эжектируемого (пассивного) флюидов, что повышает КПД струйного насоса и в конечном счете обеспечивает повышение эффективности разработки многопластового месторождения. Кроме того, такое расположение струйного насоса 13 сокращает временные затраты на его техническое обслуживание и ремонт, поскольку для этого нет необходимости производить подъем колонн подъемных труб 1 и 4. Одновременно с этим уменьшается и время простоя скважины, что также обеспечивает повышение эффективности разработки многопластового месторождения.
По мере выработки флюидов забойные давления в пластах 2 и 5 будут изменяться и при достижении их величин заданной разности давлений, например не более 2…5%, переходят ко второму этапу эксплуатации. При этом добычу газа из скважины временно прекращают, для чего перекрывают запорно-регулирующие устройства 12 на выкидных линиях 8 и 9, демонтируют струйный насос 13. Выкидные линии 8 и 9 после счетчиков 11 соединяют с общим трубопроводом, после чего открывают запорно-регулирующие устройства 12 и вновь осуществляют одновременно раздельную эксплуатацию двух пластов одной скважиной.
Пример. При разведке одного из многопластовых месторождений углеводородов в Тюменской области были вскрыты две газовые залежи: верхняя - сенон, приуроченная к кузнецовской свите, и нижняя - сеноман, приуроченная к покурской свите, которые характеризуются следующими параметрами:
а) сенон
- глубина залегания 770 м,
- пластовое давление - 9,5 МПа,
3
- запасы газа - 200 млрд.м;
б) сеноман
- глубина залегания 920 м,
- пластовое давление - 9,2 МПа,
3
- запасы газа - 600 млрд.м.
Для осуществления заявляемого способа на стадии геологоразведочных работ была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация, и с этой целью в южной части месторождения на одной из скважин, вскрывшей пласты 2 и 5, была смонтирована заявляемая компоновка скважинного и устьевого оборудования (см. чертеж), включающая колонну подъемных труб 1 для отбора флюида из нижнего пласта 2, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3, колонну подъемных труб 4 для отбора флюида из верхнего пласта 5, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3 параллельно колонне подъемных труб 1, установленный в скважине 6 между пластами 2 и 5 разделительный пакер 7, присоединенные на поверхности к фонтанной установке 3 выкидные линии 8 и 9 для пропуска флюида из каждого пласта, соединяемые в общий трубопровод 10, счетчики 11 учета продуктивности каждого пласта и запорно-регулирующие устройства 12, установленные на выкидных линиях 8 и 9, и струйный насос 13, установленный на поверхности после счетчиков 11 перед общим трубопроводом 10.
На первом этапе осуществлялась одновременно раздельная эксплуатация пластов 2 и 5 с помощью струйного насоса 13. В течение первого года эксплуатации были зафиксированы следующие параметры (см. таблицу).
ПАРАМЕТРЫ
Пласт 2
Пласт 5
В начале года
В конце года
В начале года
В конце года
Дебит (тыс. м<sup>3</sup>/сутки)
100,0
95,0
25,0
20,0
Давление забойное (МПа)
9,2
9,0
9,5
9,2
Таким образом, благодаря применению струйного насоса 13, обеспечивающему за счет использования энергии пласта 2 эффект эжекции и необходимую степень депрессии для вызова притока из пласта 5, одной скважиной была обеспечена одновременная эксплуатация двух пластов 2 и 5, несовместимых по своим термобарическим и фильтрационно-емкостным свойствам для совместной разработки. Тем самым был получен прирост добычи с одной скважины на 21% в год и экономия затрат ввиду отсутствия необходимости бурения скважины для эксплуатации пласта 5.
К концу первого года эксплуатации разница забойных давлений в пластах составила 2,2%, после чего скважину остановили, демонтировали из компоновки устьевого оборудования струйный насос 13 и выкидные линии 8 и 9 соединили с трубопроводом 10 для транспортировки смеси флюидов. Благодаря снижению давления в пласте 5 флюид из этого пласта не создавал противодавления поступлению флюида из пласта 2, что обеспечило эффективную выработку ресурсов обоих эксплуатационных объектов и суммарный прирост добычи с одной скважины на 19% в год.