Способ эксплуатации месторождения углеводородов
Владельцы патента RU 2667210:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (RU)
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод. Способ эксплуатации месторождения углеводородов включает вскрытие пласта кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, и выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции. На начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза. При обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше. Горизонтальная скважина продолжает работать в заданном технологическом режиме. Достигаемый технический результат – одновременная равномерная обработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений углеводородов с наличием в разрезе пласта подстилающих подошвенных вод.
Известен способ эксплуатации месторождения углеводородов вертикальными скважинами (О.М. Ермилов, В.Н. Маслов, Е.М. Нанивский «Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах», Москва: Недра, 1987 г., с. 8). Система разработки месторождений природных газов только вертикальными скважинами имеет важный недостаток - относительно малые эффективные перфорированные мощности, что при прочих равных условиях снижает продуктивность скважины. Это требует строительства большого числа скважин, равномерно расположенных по площади месторождения, что приводит к существенным затратам на обустройство месторождения, что влечет за собой строительство подъездных дорог и системы сбора газа к каждой скважине. При этом для равномерного дренирования всего вскрытого пласта требуется перфорировать практически всю его мощность, что при проведении водоизоляционных работ в нижней части перфорации приводит к кольматации верхней части разреза и, как следствие, к необходимости длительного освоения скважины после ремонтных работ. Кроме того на поздней стадии разработки, когда пластовое давление существенно снизилось, а большая часть продуктивного пласта обводнилась, малая перфорированная мощность не обеспечивает стабильной работы скважины и приводит к ее выбытию из эксплуатации еще до извлечения всех дренируемых запасов газа. Следовательно, при такой конструкции скважины наблюдаются более низкие дебиты по сравнению с горизонтальными стволами, быстрое обводнение скважин при внедрении подошвенных вод и относительно невысокий коэффициент конечного извлечения продукции.
Известен способ эксплуатации месторождения углеводородов наклонно-направленными скважинами (С.Н. Меньшиков, А.Н. Лапердин, И.С. Морозов, Г.И. Облеков «Геолого-технологические подходы к рациональной разработке газовых месторождений», Новосибирск: издательство Сибирского отделения РАН, 2009 г., с. 106). Такой тип скважин позволяет сократить затраты на обустройство месторождений за счет уменьшения площади отсыпки кустовой площадки, сокращения металлоемкости трубопроводов и объемов строительства дорог и коммуникаций. Однако наклонно-направленные скважины имеют практически те же недостатки, что и вертикальные в части вскрытия продуктивного разреза пласта.
Известен способ эксплуатации месторождения углеводородов с использованием горизонтальных скважин (С.Н. Бузинов, Ю.Н. Васильев и др. «Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть II.», Москва: ООО «Газпром экспо», 2011 г., с. 293). Недостатком способа эксплуатации месторождений углеводородов с использованием только горизонтальных скважин является невозможность равномерно дренировать всю мощность пласта. Это приводит к рискам защемления запасов газа при внедрении подошвенных вод в залежь.
Наиболее близким к предлагаемому по достигаемому результату является способ разработки обводненной углеводородной залежи в продуктивном горизонте, предусматривающий после выработки основных запасов через основной ствол скважины и предельного обводнения добываемой из него продукции бурение вторых (боковых) стволов, ориентированных на невыработанные запасы (Ширяев Ю.Х., Даниленко Г.Г., Галицина Н.С. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов. Нефтяное хозяйство, 7, 2001 г., с. 51-53). Однако такой способ имеет существенные недостатки, заключающиеся в том, что на поздней стадии разработки пластовое давление в разрабатываемом газовом пласте является аномально низким, что не позволяет подобрать эквивалентную плотность буровых растворов и обеспечить его надежную циркуляцию и вынос шлама при строительстве боковых стволов.
Задачей изобретения является достижение максимальных объемов извлечения газа, равномерная отработка залежи природных газов по мощности на всем периоде разработки без потери продуктивности скважин из-за кольматации интервалов перфорации при капитальных ремонтах по водоизоляции и сокращения числа капитальных ремонтов.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является одновременная равномерная отработка пласта и сокращение числа капитальных ремонтов скважин за весь период разработки залежи.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе эксплуатации месторождения углеводородов, включающем бурение вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин в пласты, выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции, СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮ, пласт вскрывают кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, на начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленных скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза, при обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленные скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в этих скважинах выше, при этом горизонтальная скважина продолжают работать в заданном технологическом режиме.
Создание новых интервалов перфораций в вертикальной и наклонно-направленных скважинах приводит к обеспечению послеремонтных дебитов без необходимости деблокировки закольматированных верхних интервалов перфорации, в отличие от способа эксплуатации месторождений только вертикальными или наклонно-направленными скважинами, так как в предлагаемом способе в работе остаются горизонтальные скважины этого же куста.
Способ осуществляют следующим образом.
Продуктивный пласт вскрывают кустом вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной скважины. Искусственный забой вертикальной скважины размещают выше газо-водяного контакта на несколько метров и перфорируют нижнюю часть разреза. Далее в наклонно-направленной скважине перфорируют нижний интервал скважины для дренирования средней части продуктивного разреза. Горизонтальную скважину размещают в первой 1/3 мощности пласта от кровли для дренирования верхней части продуктивного разреза. Вскрытие пласта производят как минимум по одной или несколько вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин.
Пример предполагаемой реализации
Кусты наклонно-направленных, горизонтальных и вертикальных скважин использованы для разработки Харасавэйского газоконденсатного месторождения (пласты ТП1-5). При проектировании систем обустройства и разработки месторождения принято:
- для проектных газовых скважин отход забоя от вертикали - до 750 м, в продуктивной части проектные скважины наклонно-направленные и горизонтальные;
- для предотвращения водопроявлений при наличии подошвенной воды интервал перфорации в скважинах располагают выше газо-водяного контакта на 20 м, скважины, расположенные в «сухом поле», перфорируют от кровли до подошвы;
- в проектный период предусматривают геолого-технологические мероприятия по изоляции обводняющихся интервалов эксплуатационных скважин.
Строительство только наклонных скважин для залежи пласта ТП1-5 (при наличии подошвенной воды) приведет к обводнению большого числа скважин в процессе эксплуатации и, соответственно, к затратам на проведение водоизоляционных работ (ВИР). Глушение скважин при геолого-технологических мероприятиях негативно влияет на продуктивную характеристику скважин. Кроме того, потребуется строительство боковых стволов в обводненных скважинах, что при низких давлениях в пласте также негативно повлияет на продуктивную характеристику скважин или невозможности строительства бокового ствола из-за отсутствия возможности заглушить скважину техническими жидкостями без поглощений жидкости в пласт в больших объемах и последующей потерей продуктивности.
По предложенному способу перфорацию проводят для вертикальной и наклонно-направленным скважинам по схеме «снизу-вверх» по мере обводнения подошвенными водами снизу, а горизонтальные скважины вскрывают продуктивный разрез сразу во всем интервале ствола скважины.
Куст скважин на пласт ТП1-5 состоит из 6-7 скважин: одной вертикальной на каждый пласт и нескольких горизонтальных скважин и наклонно-направленных. В итоге отрабатывают залежь более равномерно по всему разрезу продуктивной части пласта. Водоизоляционные работы (ВИР) проводят только по мере обводнения для наклонно-направленных и вертикальной скважин и далее перфорируют верхние интервалы скважины. Это позволит избежать кольматации пласта при ВИР. На поздней стадии разработки месторождения, после ликвидации наклонно-направленных и вертикальных скважин, горизонтальные скважины работают в «сухой» зоне до конца разработки. Такая концепция куста позволит значительно сократить количество ВИР, избежать кольматации пласта при капитальном ремонте скважин, обеспечить достаточно большие первоначальные дебиты газа.
Предложенный способ, включающий строительство куста скважин, позволит значительно сократить количество ВИР, избежать кольматации при глушении скважин, снизить риски недостижения первоначальных дебитов, обеспечить высокий коэффициент газоотдачи за счет более стабильной работы кустов скважин за весь период разработки месторождения.
Способ эксплуатации месторождения углеводородов, включающий бурение вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных стволов скважин в пласты, выработку запасов до предельного обводнения добываемой продукции, отличающийся тем, что пласт вскрывают кустом из нескольких скважин, как минимум по одной вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной, на начальном этапе разработки перфорируют нижние интервалы в вертикальной и наклонно-направленной скважинах, а горизонтальная скважина дренирует только верхнюю часть разреза, при обводнении залежи подошвенными водами и поступлении воды в вертикальную и в наклонно-направленную скважины нижние интервалы изолируют и перфорируют новые интервалы, расположенные в скважинах выше, при этом горизонтальная скважины продолжает работать в заданном технологическом режиме.
