СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD OF WATER-PRODUCING OIL WELL OPERATION

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из обводненных скважин.
Известен способ добычи нефти, включающий бурение с поверхности земли наклонно направленной скважины с горизонтальным стволом, спуск глубинного насоса и отбор из скважины нефти, причем из наклонной части ствола бурят дополнительный ствол, при этом точку засечки дополнительного ствола располагают ниже статического уровня жидкости в скважине, а глубинный насос размещают на забое дополнительного ствола (Патент РФ №2046930, Е21В 43/00, 1995 г.).
Недостатком данного способа является размещение глубинно-насосного оборудования в боковом стволе, что накладывает ограничения на величину зенитного угла бокового ствола, увеличивает коэффициент трения между насосно-компрессорными трубами и колонной штанг.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий предварительное определение уровня жидкости в скважине, установку цементного моста, бурение бокового ствола, размещение глубиннонасосного оборудования (Патент РФ №2190086, Е21В 43/00, 2002 г.)
Недостаточная эффективность данного способа обусловлена, в частности, бурением бокового ствола ниже динамического уровня, что не позволяет производить разрыв струи, притекающей из пласта к приему насоса газожидкостной смеси, тем самым ограничивается эффективность сепарации газа и охлаждение пластовой жидкости. Кроме того, цементирование основного забоя после бурения бокового ствола приводит к засорению бокового ствола цементным раствором.
Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины за счет обеспечения разрыва струи газожидкостной смеси для более эффективной сепарации газа, за счет охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором.
Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающем предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.
Предлагаемое изобретение в сравнении с прототипом показало наличие новой последовательности операций и новых действий: бурение бокового ствола выше динамического уровня, снабжение насосного оборудования четырехлопастными центраторами бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью. Это обеспечивает «новизну» изобретения.
Поиск по отличительным признаком показал отсутствие таковых в доступных источниках информации, что свидетельствует о соответствии изобретения критерию «изобретательский уровень».
На фиг.1 представлена схема подготовки скважины к эксплуатации, где 1 - основной ствол скважины, 2 - динамический уровень, 3 - зацементированный забой основного ствола, 4 - продуктивный пласт, 5 - временный цементный мост, 6 - боковой ствол.
На фиг.2 проиллюстрирован способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины при динамическом уровне ниже места зарезки бокового ствола с зацементированным забоем основного ствола, где 1 - основной ствол скважины, 2 - динамический уровень, 3 - зацементированный забой основного ствола, 4 - продуктивный пласт, 6 - боковой ствол, 7 - глубинно-насосное оборудование, 8 - четырехлопастной центратор бочкообразной формы (поперечный разрез А-А), 9 - отсепарированный газ, 10 - клапан для перепуска газа.
Заявляемая технология состоит в следующей последовательности операций.
Сначала производится подбор обводненной скважины, определяется динамический уровень жидкости в основном стволе и точка зарезки бокового ствола над этим уровнем. Затем забой основного ствола скважины заливается цементным раствором, поскольку скважина была полностью обводнена по основному стволу.
Затем в основном стволе устанавливают временный цементный мост, бурят боковой ствол из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.
Пример конкретного осуществления способа.
В основном стволе скважины 1 глубиной 2820 м после полного обводнения определили динамический уровень 2, который составил 2260 м, зацементировали забой 3 основного ствола, определили точку зарезки бокового ствола 6 и установили временный мост 5 на глубине 2200 м. Затем на глубине 2200 м пробурили боковой ствол 6. После бурения разрушили цементный мост 5.
Затем спустили глубинно-насосное оборудование 7, снабженное четырехлопастным центратором бочкообразной формы, на забой основного ствола 1 на глубину 2820 м и начали отбор нефти.
Известно, что геотермический уровень по глубине скважины изменяется в среднем на 4°С на 100 м. По прототипу точка зарезки бокового ствола находилась как минимум на глубине 2360 м; таким образом, при использовании предлагаемого способа температура жидкости, омывающей глубинно-насосное оборудование, понижается на 4°С, тем самым повышается эффективность охлаждения оборудования и его работоспособность.
С другой стороны, известно, что выделение газа из жидкости определяется в основном скоростью движения газожидкостной смеси и режимом ее течения. Тангенциальный поворот смеси, который происходит во время разрыва струи, увеличивает сепарацию газа до 35%, соответственно содержание газа на приеме насоса снижается, увеличивая КПД установки в целом до 30%.
Заявляемая последовательности действий исключает засорение бокового ствола цементным раствором.