Способ эксплуатации двухустьевой скважины

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано при добыче вясоковязких нефтей и битума. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет упрощения монтажа пакера в скважине и возможности его переустановки. Способ включает вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, предварительно оснащенной фильтром в интервале вскрытого продуктивного пласта, оборудование устьев, установку глухого пакера через первое устье в интервале продуктивного пласта скважины и эксплуатацию скважины через второе устье. Согласно изобретению глухой пакер устанавливают за контуром заводнения со стороны второго устья с отключением части отверстий фильтра, через которую происходит обводнение добываемой продукции. При изменении контура заводнения в процессе эксплуатации скважины, с увеличением обводненности добываемой продукции, глухой пакер переустанавливают и дополнительно отключают часть отверстий фильтра, через которую произошло обводнение. Этим регулируют величину обводнения. При этом эксплуатацию скважины через второе устье производят постоянно. 1 ил.

 

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано для добычи высоковязких нефтей и битума.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ на изобретение №2246001, МПК 8 Е21В 43/24; опубл. в Бюл. №5 от 10.02.2005 г.), включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья скважины по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины, причем устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом, в полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы, при этом участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары, а в процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.

Недостатком этого способа является металлоемкость конструкции на поверхности, связанная с наличием наземного участка в виде дугообразного трубопровода, который закрепляется на опорной раме приводного узла, а это ведет к удорожанию конструкции в целом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ сооружения горизонтальной скважины (патент РФ на изобретение №2246001, МПК 8 Е21В 43/20; Е21В 7/04, опубл. в Бюл. №32 от 20.11.2000 г.), включающий вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, оборудование устья, перфорацию и освоение скважины, при этом после установки оборудования для отбора углеводородов на втором устье скважину осваивают и начинают добычу из устьев и при приближении контура заводнения к месту установки пакера внутритрубное пространство эксплуатационной колонны в интервале установки пакера перекрывают, например, полимерным тампоном, и устье, расположенное на стороне, противоположной направлению перемещения контура заводнения, используют для нагнетания жидкого или газообразного агента с целью поддержания пластового давления, а противоположное устье - для добычи углеводородов.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, сложность монтажа заколонного пакера в скважине, так как его устанавливают в составе эксплуатационной колонны при строительстве горизонтальной скважины;

во-вторых, заколонный пакер стационарный, поскольку закреплен в составе эксплуатационной колонны, а это не позволяет перемещать его в процессе эксплуатации в зависимости от изменяющегося контура заводнения скважины.

Технической задачей изобретения является упрощение монтажа пакера в скважине и возможность установки пакера в эксплуатационной колонне с последующей переустановкой пакера в интервале вскрытия в соответствии с изменением контура заводнения.

Техническая задача решается предлагаемым способом эксплуатации двухустьевой скважины, включающим вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, предварительно оснащенной фильтром в интервале вскрытого продуктивного пласта, оборудование устьев и эксплуатацию скважины, установку глухого пакера через одно устье в интервале продуктивного пласта скважины, соответствующем контуру заводнения, эксплуатацию через второе устье.

Новым является то, что эксплуатация скважины производится постоянно через второе устье, а глухой пакер устанавливают с возможностью съема и переустановки в интервале вскрытия продуктивного пласта в соответствии с изменением контура заводнения.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Сначала осуществляют вскрытие продуктивного пласта 1 горизонтальным стволом 2, который затем крепят обсадной эксплуатационной колонной 3. Далее оборудуют устья 4 и 5 соответственно двухустьевой скважины. Кроме того, перед спуском эксплуатационной колонны 3 в горизонтальный ствол 2 ее оснащают фильтром 6 в интервале вскрытого продуктивного пласта 1.

Далее через второе устье 5 спускают колонну НКТ 7 с насосом 8 на конце. Насос 8 может быть любой известной конструкции, например электроцентробежным (ЭЦН), предназначенным для перекачки высоковязкой нефти или битума.

Далее на втором устье 5 двухустьевой скважины герметизируют колонну НКТ 7 с помощью устьевой арматуры 9 и начинают эксплуатацию двухустьевой скважины. В процессе эксплуатации двухустьевой скважины вскрытый продуктивный пласт 1 начинает обводняться, о чем свидетельствует увеличение обводненности добываемой из скважины продукции (высоковязкой нефти или битума).

С целью снижения обводненности добываемой продукции в двухустьевую скважину с первого устья 4 на колонне НКТ или гибкой трубе (на чертеже не показано) спускают глухой пакер 10 (надувной) с возможностью последующей переустановки в эксплуатационной колонне 3.

Глухой пакер 10 устанавливают в эксплуатационной колонне 3 за контуром заводнения (не показано), со стороны насоса 8, после чего производят посадку глухого пакера 10 в эксплуатационной колонне 3, а колонну НКТ или гибкую трубу извлекают на поверхность. В результате глухой пакер 10 отсекает часть эксплуатационной колонны 3 со стороны первого устья 4, отключая часть отверстий фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, через которую происходит обводнение добываемой продукции из двухустьевой скважины.

В процессе дальнейшей эксплуатации двухустьевой скважины благодаря работе насоса 8 контур заводнения подтягивается в сторону насоса 8, и вода через отверстия фильтра 6 эксплуатационной колонны 3 перед глухим пакером 10 начинает поступать в эксплуатационную колонну 3. В результате вновь происходит увеличение обводненности добываемой из скважины продукции.

С целью снижения обводненности добываемой продукции в двухустьевую скважину с первого устья, то есть с устья 4, вновь спускают колонну НКТ или гибкую трубу (не показано).

После чего производят захват глухого пакера 10 за ловильную головку 11 (показано условно) и срыв глухого пакера 10. Далее доспускают колонну НКТ или гибкую трубу в двухустьевую скважину, то есть переустанавливают глухой пакер 10 таким образом, чтобы глухой пакер 10 находился за контуром заводнения. Далее производят повторную посадку глухого пакера 10 в эксплуатационной колонне 3, при этом глухой пакер 10 дополнительно отключает часть отверстий фильтра 6 эксплуатационной колонны 3, через которые произошло обводнение добываемой продукции из двухустьевой скважины.

Таким образом, эксплуатацию скважины (добычу высоковязкой нефти или битума на поверхность) производят постоянно через второе устье 5 двухустьевой скважины, а глухой пакер спускают через первое устье 4 и устанавливают с возможностью съема и переустановки в интервале продуктивного пласта 1 в соответствии с изменением контура заводнения.

Предлагаемый способ упрощает монтаж пакера в скважине, так как пакер устанавливается непосредственно в эксплуатационной колонне, а возможность последующей переустановки пакера в эксплуатационной колонне в интервале продуктивного пласта в соответствии с изменением контура заводнения позволяет регулировать величину обводненности добываемой продукции, что делает более эффективным эксплуатацию двухустьевой скважины.

Способ эксплуатации двухустьевой скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, предварительно оснащенной фильтром в интервале вскрытого продуктивного пласта, оборудование устьев, установку глухого пакера через первое устье в интервале продуктивного пласта скважины и эксплуатацию скважины через второе устье, отличающийся тем, что глухой пакер устанавливают за контуром заводнения со стороны второго устья с отключением части отверстий фильтра, через которые происходит обводнение добываемой продукции, и при изменении контура заводнения в процессе эксплуатации скважины с увеличением обводненности добываемой продукции глухой пакер переустанавливают и дополнительно отключают часть отверстий фильтра, через которые происходит обводнение, чем регулируют величину этого обводнения, при этом эксплуатацию скважины через второе устье производят постоянно.