Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины



Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины
Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины
Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины

Владельцы патента RU 2516062:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к области разработки месторождений высоковязкой нефти и может быть использовано при заканчивании строительства добывающих горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий. В отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, спускают в скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками. Производят крепление эксплуатационной колонны, затем в скважину спускают колонну труб и закачивают химический реагент и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции. Спускают колонну гибких труб до забоя скважины, производят ее перемещение от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб цементного раствора, которым заливают нижний периметр фильтра. Повышается качество вскрытия продуктивного пласта. 3 ил.

 

Изобретение относится к области разработки залежи высоковязкой нефти и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов и их оборудования при заканчивании строительства добывающих горизонтальных скважин, а именно при расположении нагнетательной горизонтальной скважины под добывающей горизонтальной скважиной.

Известен способ установки скважинного фильтра (патент RU №2378495, МПК E21B 43/08, опубл. в бюл. №1 от 10.01.2010 г.), включающий спуск в пробуренную скважину по меньшей мере одного скважинного фильтра, установленного внизу обсадной колонны и содержащего срезаемые пробки, при этом на каждый скважинный фильтр перед спуском в скважину устанавливают центратор, который фиксируют на свободной от фильтрующего элемента трубе скважинного фильтра, выше скважинных фильтров устанавливают пакеры, число которых соответствует числу продуктивных пластов, после спуска обсадной колонны промывают скважину и поочередно снизу-вверх активируют пакеры, закрывая центральные отверстия в седлах пакеров сбросовым элементом, например шаром, с последующим подъемом давления внутри обсадной колонны и нагнетанием цементного раствора в затрубное пространство выше продуктивного пласта. После затвердевания цемента производят разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов, а также срезают пробки всех фильтров, при этом скважинные фильтры устанавливают ниже хвостовика, который через разъединяющее устройство соединяют с транспортной колонной для доставки скважинных фильтров в составе хвостовика в скважину, причем после установки скважинных фильтров с хвостовиком на место транспортная колонна отстыковывается и извлекается из скважины, причем ниже скважинных фильтров устанавливают обратный клапан и башмак.

Недостатками данного способа являются:

-во-первых, сложный и трудозатратный технологический процесс его осуществления;

-во-вторых, большая продолжительность реализации способа, связанная с необходимостью спуска в скважину дополнительного оборудования для разрушения срезных пробок, при этом возможно, что часть срезных пробок останется неразрушенной;

-в-третьих, неэффективное вскрытие продуктивного пласта, так как количество срезных пробок, устанавливаемых по телу фильтра, не учитывает проницаемости зон продуктивной части скважины, напротив которых этот фильтр расположен, а это значит, что в зонах с высокой проницаемостью пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкой проницаемостью, наоборот, будет превышать объем отбора высоковязкой нефти.

Наиболее близким по технической сущности является способ заканчивания строительства скважины (патент RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 от 10.08.1999 г.), включающий спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным заглушками в отверстиях фильтра из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, тампонирование эксплуатационной колонны с фильтром, ожидание затвердевания тампонажного материала, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек отверстий фильтра, нагнетание газа с переменным давлением до соединения нагнетаемого газа с пластовым флюидом и очистку скважины от продуктов реакции. Согласно изобретению в тампонажный материал в интервале фильтра добавляют материал, растворимый химическим реагентом, для разрушения заглушек отверстий фильтра, перед заполнением скважины химическим реагентом заполняют полость насосно-компрессорных труб газом при открытом затрубном пространстве на устье скважины и оттесняют им скважинную жидкость до низа насосно-компрессорных труб, а после заполнения скважины химическим реагентом его продавливают газом в затрубное пространство в интервал установки фильтра, после чего затрубное пространство на устье скважины закрывают, а последующее нагнетание газа осуществляют компрессором.

Недостатками данного способа являются:

-во-первых, низкое качество вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что производят тампонирование как эксплуатационной колонны, так и фильтра, при этом за фильтром образуется цементный камень, ухудшающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным пластом;

-во-вторых, низкая эффективность разработки залежи высоковязкой нефти, обусловленная тем, что при прорыве воды в каком-либо интервале фильтра происходит обводнение всей добываемой продукции;

-в-третьих, несовершенство вскрытия продуктивного пласта, обусловленное тем, что количество отверстий, выполненных по телу фильтра, в которые установлены растворимые под действием химического реагента заглушки, не учитывает фильтрационно-емкостные характеристики пласта, а это значит, что в зонах с высокими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта пропускная способность фильтра будет ограничена, а в зонах с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками пласта, наоборот, будет превышать объем отбора высоковязкой нефти.

Техническими задачами предложения являются повышение качества вскрытия продуктивного пласта добывающей горизонтальной скважиной в залежи высоковязкой нефти и повышение эффективности отбора высоковязкой нефти из залежи с различными фильтрационно-емкостными характеристиками пласта за счет обеспечения оптимального притока и выравнивания профиля притока высоковязкой нефти.

Поставленные задачи решаются способом заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины, включающим бурение ствола добывающей горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра.

Новым является то, что в процессе бурения добывающей горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную добывающую горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем в скважину спускают колонну труб и закачивают химический реагент и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, производят ее перемещение от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб цементного раствора, которым заливают нижний периметр фильтра.

На фиг.1, 2, 3 схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ осуществляют на залежи высоковязкой нефти при расположении нагнетательной горизонтальной скважины выше добывающей горизонтальной скважины.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

В процессе бурения добывающей горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики и их изменение в пределах продуктивного пласта 1 (см. фиг.1) по стволу горизонтальной скважины 2. Делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза.

Например, длина L ствола горизонтальной добывающей скважины 2 в продуктивном пласте 1 равна 400 м, фильтрационно-емкостные свойства и их изменение по стволу горизонтальной скважины 2 определены следующим образом:

зона 3'- проницаемость 0,85 Дарси, длина L1=120 м;

зона 3”- проницаемость 1,3 Дарси, длина L2=80 м (в 1,53 раза относительно зоны 3');

зона 3''' - проницаемость 2,0 Дарси, длина L3=60 м (в 1,54 раза относительно зоны 3”);

зона 3””- проницаемость 3,2 Дарси, длина L4=140 м (в 1,6 раза относительно зоны 3””).

Границами зон 3', 3”, 3''', 3”” являются границы длин L1, L2, L3, L4, в которых фильтрационно-емкостные характеристики отличаются в 1,5-1,6 раза.

Затем подбирают пропускную способность (площадь проходных сечений) отверстий 4, 4', 4”…4” (на фиг.1 показаны условно) фильтра 5, например для фильтра диаметром 168 мм, отдельно для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик.

Подбор площади проходных сечений отверстий 4, 4', 4”…4” фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” осуществляют любым известным способом, например, так, как описано в патенте RU №2134341, МПК E21B 43/11, опубл. в бюл. №33 от 09.12.1999 г.

Фильтр 5 изготавливают из обсадных труб с внешним диаметром D, равным 168 мм, и внутренним диаметром Dвф, равным 140,3 мм. Площадь поперечного сечения фильтра 5 Fк равна 154,5 см2.

Далее определяют количество отверстий 4, 4', 4”…4”, выполняемых в фильтре 5 в каждой зоне, по формуле:

Nzi=(K1/Ki)·(4·Fк/π·do2)·Li/k,

где K1 - минимальная проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Ki - проницаемость пород в зоне продуктивной части, вскрытой горизонтальной скважиной, Дарси;

Fк - площадь поперечного сечения фильтра, см;

π=3,14;

do - проходной диаметр заглушек 6, 6', 6 м…6” (на фиг.2 показаны условно), вставленных в отверстия 4, 4', 4”…4” (см. фиг.1) фильтра 5, см, do=1,2 см;

Li - длина зоны продуктивной части горизонтальной скважины;

k - коэффициент скважности, учитывающий, что разработка залежи высоковязкой нефти ведется через верхний периметр фильтра 2, примем k равным 5.

Таким образом, подставляя значения в формулу, получим количество отверстий, выполняемых в фильтре 5 в каждой отдельной зоне:

NZ1=(0,85/0,85)·(4-154,5/3,14-1,22)120/5=3281 шт.

NZ2=(0,85/1,3)·(4-154,5/3,14-1,22)80/5=1430 шт.

NZ3=(0,85/2,0)·(4-154,5/3,14-1,22)60/5=697 шт.

NZ4=(0,85/3,2)·(4-154,5/3,14-1,22)140/5=1016 шт.

Расстояние между отверстиями по длине фильтра 5 и количество отверстий 4, 4', 4”…4n по периметру фильтра определяют расчетным путем. Например, для зоны длиной L2 с количеством отверстий NZ2 1430 шт. выполняют радиальный ряд отверстий, например 8 отверстий диаметром 12 мм по периметру фильтра 5 и на расстоянии 0,45 м между рядами радиальных отверстий, т.е. (80 м/1430)-8=0,45 м. Аналогичным образом выполняют отверстия в фильтре 5 в оставшихся зонах с длинами L1, L3, L4.

Все отверстия 4, 4', 4”…4n фильтра 5 оборудуют заглушками 6, 6', 6”…6” (см. фиг.2, показаны условно), разрушаемыми (растворимыми) химическим реагентом (например, соляной кислотой).

Например, запрессовывают заглушки 6, 6', 6”…6n в соответствующие отверстия 4, 4', 4”…4n фильтра 5, а в качестве заглушек применяют пробки, выполненные из сплава магния, описанные в патенте RU №2397316, МПК E21B 43/11, опубл. 20.08.2010 г., бюл. №23.

Затем в отверстия 4, 4', 4”…4n (на фиг.1 и 2 показаны условно) фильтра 5 под заглушками 6 устанавливают сетчатые фильтрующие элементы 7, количество которых соответствует количеству отверстий 4, 4', 4”…4n в зонах 3', 3”, 3''', 3””.

Спускают в пробуренную добывающую горизонтальную скважину 2 (фиг.1) эксплуатационную колонну 8 с фильтром 5, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами 9', 9”, 9'''…9n и устанавливают их на границах зон 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта 1. Например, зоны 3', 3”, 3''', 3”” оснащают тремя пакерами 9', 9”, 9'''.

В качестве заколонных нефтенабухающих пакеров используют, например, пакеры марки FREECAP фирмы ТАМ. Эти пакеры расширяются (разбухают), вызывая разобщение пластов после воздействия высоковязкой нефти на их манжету, при этом объемное расширение пакера достигает 200%.

Сетчатые фильтрующие элементы 7 (см. фиг.2 и 3) выполняют, например, из пористого металловолоконного материала (PMF) и пористого спеченного материала (SL), изготовленного из нержавеющей стали 316L или сплава с высоким содержанием никеля, что позволяет им выдерживать наиболее жесткие условия эксплуатации в горизонтальной добывающей скважине. Сетчатый фильтрующий элемент 7 обеспечивает надежное и долговечное предотвращение выноса песка.

Производят крепление эксплуатационной колонны 8 (см. фиг.1) в добывающей горизонтальной скважине 1 цементированием 8' и 8" перед фильтром 5 и за ним соответственно. Оставляют добывающую горизонтальную скважину 2 на время ожидания затвердевания, например, цементного раствора в течение 48 ч.

Исключение цементирования фильтра 5 и подбор расчета площади проходных сечений отверстий 4 фильтра 5 для каждой зоны 3', 3”, 3''', 3”” продуктивного пласта в зависимости от проницаемости повышает качество вскрытия продуктивного пласта 1 и оптимизирует отбор высоковязкой нефти из залежи.

Далее в скважину 1 спускают колонну труб (на фиг.1 и 2 не показана) и закачивают по ней химический реагент, например 15%-ный водный раствор соляной кислоты 10 (фиг.2). Заполняют фильтр 5 по всему сечению на всем его протяжении (L=400 м) 15%-ным водным раствором соляной кислоты, например, в объеме фильтра 7 м3.

Выдерживают скважину 1 на время реакции соляной кислоты со сплавом магния, т.е. для разрушения заглушек 6 (см. фиг.3) в отверстиях 4 фильтра 5, например, в течение 8 ч. По окончании этого времени вымывают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с растворимыми заглушками 6 из фильтра 5, например, закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м3 с циркуляцией до выхода продуктов реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты. В результате фильтр 5 (см. фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4 (см. фиг.1) по всему периметру.

Далее в добывающую горизонтальную скважину 2 (см. фиг.1) до забоя 11 спускают колонну гибких труб 12, например, диаметром 38,1 мм. Затем ее перемещают от забоя 11 к устью (на фиг.1, 2, 3 не показано), при этом одновременно по гибкой трубе 12 (см. фиг.3) производят закачку расчетного объема цементного раствора 13.

Расчетный объем цементного раствора для заливки нижнего периметра фильтра принимают равным объему внутреннего пространства фильтра, поделенного на два, т.е. (Fk×L)/2=(154,5×10-4м2×400м)/2=3,09 м3.

Цементным раствором 13 в объеме 3,09 м3 заливают нижний периметр фильтра 5.

Выдерживают скважину на время ожидания затвердевания цементного раствора, например 24 ч, и герметизации отверстий 4', 4''' (на фиг.1 показаны условно) по нижнему периметру фильтра 5.

По окончании выдержки фильтр 5 (фиг.3) имеет вскрытые отверстия 4, 4”…4n только по верхнему периметру фильтра 5 на всем его протяжении (L=400 м). Запускают добывающую горизонтальную скважину в эксплуатацию.

Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины позволяет повысить качество вскрытия продуктивного пласта за счет обеспечения оптимального отбора высоковязкой нефти из залежи и выравнивания профиля притока высоковязкой нефти в ствол горизонтальный добывающей скважины.

Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины, включающий бурение ствола добывающей горизонтальной скважины, спуск в пробуренную скважину эксплуатационной колонны с фильтром, оснащенным в отверстиях заглушками из материала, разрушающегося при химическом воздействии, установку эксплуатационной колонны в скважине с расположением фильтра в интервале продуктивного пласта, крепление эксплуатационной колонны, спуск в скважину колонны труб, заполнение скважины химическим реагентом, выдержку скважины на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра, отличающийся тем, что в процессе бурения добывающей горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу горизонтальной скважины, делят ствол скважины на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от фильтрационно-емкостных характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий, затем в отверстия фильтра под заглушками устанавливают сетчатые фильтрующие элементы, количество которых соответствует количеству отверстий каждой зоны, спускают в пробуренную добывающую горизонтальную скважину эксплуатационную колонну с фильтром, оснащенным заколонными нефтенабухающими пакерами, и устанавливают их на границах зон с различающимися фильтрационно-емкостными характеристиками, производят крепление эксплуатационной колонны, затем в скважину спускают колонну труб и закачивают химический реагент и заполняют им фильтр, выдерживают скважину на время разрушения заглушек в отверстиях фильтра и вымывают продукты реакции, затем спускают колонну гибких труб до забоя скважины, производят ее перемещение от забоя к устью с одновременной закачкой по колонне гибких труб цементного раствора, которым заливают нижний периметр фильтра.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к оборудованию фильтрами при заканчивании строительства паронагнетательных горизонтальных скважин. В процессе бурения горизонтальной скважины определяют фильтрационно-емкостные характеристики пласта и их изменение по стволу скважины, делят ствол на зоны, которые отличаются фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в зависимости от характеристик подбирают пропускную способность отверстий фильтра отдельно для каждой зоны и количество отверстий.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .

Изобретение относится к способам управления миграцией сыпучих частиц в подземных пластах. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. .
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к определению коэффициента охвата пласта фильтрацией. .

Изобретение относится к системам и способам извлечения подземных ресурсов и, в частности, к трехмерной системе скважин для обеспечения доступа к подземной зоне. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для увеличения фильтрационных свойств продуктивного пласта в зоне его вскрытия за счет создания трещин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству кустов нефтяных и газовых скважин в подземной залежи гудронового песка или залежи тяжелой нефти, имеющих высокую вязкость.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для формирования устойчивого расширенного ствола скважины в мощных продуктивных пластах с низкой прочностью пород пласта-коллектора. Способ включает спуск и цементирование эксплуатационной колонны, с установкой башмака в подошве покрышки, разбуривание цементного стакана с последующим созданием ствола в интервале продуктивного пласта. В интервале продуктивного пласта большой мощности создают несколько каверн, разделенных между собой перемычками. В перемычках до создания каверн осуществляют зондовую перфорацию с расположением перфорационных каналов по периметру в одной плоскости. Формирование полости каверн ведут в стволе сверху вниз от покрышки. Обеспечивается эксплуатация скважин с максимальным дебитом, с сохранением целостности стенок горной выработки. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. Фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Наружная труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Диаметр колонны труб, на которых спускается фильтр, равен диаметру внутренней трубы фильтра. Внутренняя труба имеет длину большую, чем наружная. Наружную трубу размещают не ниже верхнего пласта, а внутреннюю - не ниже нижнего пласта. Между обсадной колонной и низом наружной трубы выше верхнего пласта устанавливают пакер, который позволяет жидкости из верхнего пласта попадать непосредственно в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Между обсадной колонной и низом внутренней трубы выше нижнего пласта также устанавливают пакер, который не позволяет попадать воде из нижнего пласта в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая в наружную трубу и затем в затрубное пространство, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки залежей нефти с двумя и более пластами. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачивание воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность. В скважину спускают на отдельных колоннах труб два фильтра. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв/м. Один фильтр имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Выше верхнего пласта устанавливают пакер для герметизации затрубного пространства. Фильтры выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта. Фильтр с гидрофильной поверхностью выполняют большей длиной, чем фильтр с гидрофобной поверхностью таким образом, чтобы пакер, устанавливаемый между эксплуатационной колонной и фильтром с гидрофильной поверхностью, располагался выше кровли нижнего продуктивного пласта, а конец фильтра с гидрофобной поверхностью размещался выше данного пакера. Пакер не позволяет жидкости из верхнего пласта перетекать в нижний пласт по межтрубному пространству. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в межтрубное пространство, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, насосом закачивается в нижний пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и увеличении нефтеотдачи залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при заканчивании строительства скважин. При осуществлении способа эксплуатационную колонну спускают и крепят до начала горизонтального участка скважины, производят поинтервальный гидравлический разрыв пласта в зонах ствола скважины, отличающихся фильтрационно-емкостными характеристиками в 1,5-1,6 раза, в ствол на колонне технологических труб спускают гидравлически разъединяемый заглушенный снизу извлекаемый хвостовик, оснащенный фильтрами, между которыми установлены заколонные нефтенабухающие пакеры, причем количество фильтров равно количеству интервалов гидравлического разрыва пласта, производят установку заколонных нефтенабухающих пакеров с возможностью герметичного разделения интервалов гидравлического разрыва пласта друг от друга при контакте с нефтью. На наружной поверхности каждого фильтра установлен водонабухающий пакер в виде эластичного рукава с отверстиями. При контакте с водой отверстия в эластичном рукаве стягиваются и герметично перекрывают снаружи отверстия в фильтрах. Производят разъединение технологической колонны труб от заглушенного снизу извлекаемого хвостовика, извлекают технологическую колонну труб на поверхность, спускают в горизонтальную скважину колонну труб с насосом и запускают горизонтальную скважину в эксплуатацию. Повышается эффективность и надежность способа, упрощается технология, повышается нефтеотдача продуктивного пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - повышение производительности и увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта и повышение информативности о добыче газа из основного и бокового стволов. Конструкция скважины содержит пробуренный с береговой зоны основной ствол с вертикальным участком, наклонно направленным участком и горизонтальным участком, оканчивающимся в продуктивном пласте. Верхняя часть основного ствола скважины оснащена техническими колоннами и размещенной в них эксплуатационной колонной. При этом для эксплуатации скважина оборудована составной лифтовой колонной. Вертикальный участок основного ствола проложен до уровня дна моря. Наклонно направленный участок основного стола выполнен с отклонением от вертикали в диапазоне до 80 градусов. Горизонтальный участок проложен под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи шельфового месторождения в требуемой проектной точке. Окончание горизонтального участка основного ствола проложено вдоль продольной оси залежи шельфового месторождения в горизонтальном направлении параллельно кровле продуктивного пласта, перпендикулярно горизонтальному участку и выше газоводяного контакта. В основном стволе перед окончанием основного ствола по тому же продуктивному пласту проложен горизонтально боковой ствол, направленный в диаметрально противоположном направлении от окончания горизонтального участка основного ствола. Окончание горизонтального ствола и боковой ствол оснащены хвостовиками-фильтрами. Составная лифтовая колонна снабжена подземным скважинным оборудованием. Скважина оснащена расположенными в окончании горизонтального участка основного ствола и в боковом стволе встроенными расходомерами и скважинными камерами с датчиком давления и температуры, а фонтанная арматура колонной головки скважины снабжена исполнительными механизмами, выполненными с возможностью управления. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки. Технический результат - повышение эффективности гидроразрыва пласта. Предварительно по дискретным интервалам времени, выбираемым с последовательным возрастанием временного диапазона, замеряют в скважине сигналы сейсмоакустической эмиссии из пластовой среды. По изменению их уровня от фонового значения оценивают изменения напряженно-деформационного состояния горных пород. При этом проводят бароколебательное воздействие на пласт так, чтобы давление на забое не превышало давление разрыва пород пласта. Величину изменений забойного давления и частоту создаваемых колебаний определяют по фильтрационно-емкостным параметрам пластовой среды. Проводят спектральный анализ акустической эмиссии из пласта и по сопоставлению временной динамики развития минимумов и максимумов напряженно-деформационного состояния горных пород выявляют диапазоны частот отклика пластовой среды. При стабилизации изменений забойного давления бароколебательное воздействие прекращают и подают в пласт жидкость гидроразрыва с одновременным волновым воздействием на частотах по выявленным диапазонам. Непрерывно используют информацию по состоянию реальной среды. Эту информацию обрабатывают в режиме реального времени и используют для организации энергетически оптимального процесса образования глубоких и разветвленных трещин. Одновременно учитывают особенности строения и внутренние процессы геологической среды, чем обуславливают максимальный приток нефти из пласта в скважины и повышение нефтеотдачи. 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону. Технический результат - увеличение добычи газа за счет расширения зоны дренирования продуктивного пласта, а также снижение затрат на обслуживание скважины за счет сокращения периода выработки запасов газа из месторождения. По способу с берега осуществляют бурение основного ствола до уровня морского дна. В нижней части основного ствола выполняют наклонно направленный участок с отклонением от вертикали до 80°. Далее осуществляют бурение горизонтального участка, который прокладывают под дном моря с длиной, обеспечивающей вскрытие продуктивного пласта залежи в требуемой проектной точке продуктивного пласта. Горизонтальный участок выполняют с окончанием, которое располагают перпендикулярно горизонтальному участку, параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта. Перед указанным окончанием в основном стволе скважины выполняют боковой ствол, который направляют в диаметрально противоположном направлении от указанного окончания горизонтального участка основного ствола скважины в том же продуктивном пласте и располагают параллельно кровле продуктивного пласта и выше газоводяного контакта. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к технологии строительства глубоких скважин, добычи нефти и газа и, в частности, к первичному вскрытию горизонтальными стволами нефтегазонасыщенного трещинного карбонатного коллектора с аномально низкими пластовыми давлениями. Технический результат - сохранение фильтрационных свойств трещинного карбонатного коллектора при снижении пластового давления и создание больших депрессий в процессе эксплуатации упомянутого трещинного коллектора. По способу циклически, после полного вскрытия каждого поглощающего трещиноватого интервала долотом, в интервале зоны поглощения размещают на «равновесии» вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку. Этим временно изолируют зону поглощения. Затем осуществляют подъем компоновки низа бурильной колонны и спуск бурильного инструмента с «воронкой» в зону поглощения. После этого вязкую кольматационную пачку вымывают на режиме 15 л/сек. Реализуют прокачку кислотоустойчивого проппанта в расчетном объеме в этот поглощающий трещиноватый интервал горизонтального ствола скважины. Затем устье скважины герметизируют и на давлении, не превышающем 3 МПа, обеспечивающем минимальную репрессию и приемистость, продавливают проппант на режиме закачки 15 л/сек в призабойную зону пласта. Повторно размещают в открытом горизонтальном стволе вязкую кольматационную кислоторастворимую пачку на «равновесии». Этим перекрывают ранее закрепленные трещины в зоне поглощения бурового раствора. Выполняют спуско-подъемную операцию для смены «воронки» на долото. Продолжают первичное вскрытие бурением горизонтального ствола в трещиноватых карбонатах до следующей зоны поглощения. После этого операцию закрепления трещин повторяют. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и, в частности, к методам повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на пласт. Технический результат - повышение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет геомеханического воздействия на коллекторские свойства пласта в призабойных зонах и перехода к эксплуатации скважины без глушения скважины. По способу создают вокруг ствола скважины зоны вторичной трещиноватости путем снижения и восстановления забойного давления. Для этого осуществляют предварительную оценку степени глинизации пласта по керновым данным и подбирают для воздействия наименее продуктивные скважины в зонах пласта, сложенных мелко- и среднезернистыми песчаниками с небольшим содержанием глины, алевролитами и известняками. Осуществляют подбор и спуск в скважину компоновки со струйным или центробежным насосом, обеспечивающей возможность создания глубокой депрессии на пласт с последующим переходом на проектный режим эксплуатации скважины. Для формирования системы микротрещин в пласте забойное давление снижают постепенно до минимально технологически возможной величины. Процесс начала формирования и развития вторичной микротрещиноватости отслеживают с применением методов пассивного сейсмомониторинга. После завершения формирования системы микротрещин постепенно снижают депрессию на пласт до полного прекращения притока из пласта. После стабилизации устьевого давления скважину вводят в эксплуатацию в качестве добывающей или нагнетательной. Осуществляют эксплуатацию путем смены нескольких режимов с постепенным наращиванием депрессии или репрессии на пласт. Определяют оптимальную величину депрессии или репрессии и корректируют проектный режим эксплуатации. 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2014-05-20 2014-05-19T14:30:10
Наверх