Способ эксплуатации горизонтальной скважины

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Cпособ включает бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины. Согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую собой трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накапливаемой в аккумуляторе от потока жидкости. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины.

Известна горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды. В известном способе предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию. Причем указанная система содержит: эксплуатационное оборудование с изолирующим устройством в затрубном пространстве рядом с нижней частью вертикальной секции, сепаратор газа/ жидкости для приема добываемых жидкостей от горизонтальной секции и вертикальный всасывающий насос; непрерывный путь потока от конца эксплуатационной колонны до вертикальной секции; множество горизонтальных насосов, расположенных в горизонтальной секции, причем каждый из них имеет вход, открытый в пласт, и выход, открытый в непрерывный путь потока. Горизонтальный участок эксплуатационной колонны закрыт для пласта по всей длине, за исключением как сквозь горизонтальные насосы. Технический результат заключается в добыче текучих сред через горизонтальные скважины (патент РФ №2650983, кл. Е21В 43/12, кл. Е21В 43/32, кл. Е21В 43/113, опубл. 20.04.2018).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является устройство регулирования потока текучей среды в скважине, включающее скважину с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости, колонну труб с кабелем, электрические клапаны, измерительные датчики давления и температуры, один или несколько пакеров, перекрывающих внутрискважинное пространство, герметично отсекая зоны с различной проницаемостью, причем датчики связаны с узлом измерения на устье скважины, а клапаны связаны кабелем с блоком управления, при этом выше клапанов размещен насос для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству, выходы клапанов сообщены с внутритрубным пространством, а входы, кроме ближнего к забою клапана, - с внутрискважинным пространством, причем каждый клапан выполнен в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которого соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем, пространство которого и корпус толкателя заполнены смазочной жидкостью, и шарового клапана, выполненного с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входными каналами. Вход ближнего к устью клапана сообщен с внутрискважинным пространством, шар каждого клапана соединен при помощи корзины с толкателем с возможностью совместного перемещения, клапаны установлены напротив соответствующей зоны скважины для сообщения входными каналами с этой зоной, причем входные каналы каждого клапана оборудованы соответствующими датчиками давления и температуры, при этом стаканы клапанов герметично и жестко соединены с корпусом соответствующего клапана и снабжены, кроме ближнего к забою клапана, продольными переточными каналами, корпус каждого клапана, кроме ближнего к забою, снизу оборудован переходной втулкой, вставленной с возможностью вращения и фиксации в транспортном положении, причем полость внутри толкателя, снабженная плавающим поршнем, сообщена подпоршневым пространством технологическими каналами с внутритрубным пространством, а полость над поршнем каналами, выполненными в корпусе толкателя, сообщена с пространством выше толкателя (патент РФ №2547190, кл. Е21В 43/12, кл. Е21В 34/06, опубл. 10.04.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является сложность конструкции, что приводит к частым поломкам и, соответственно, снижению межремонтного периода работы скважин. Кроме того, регулирование потока жидкости, при использовании указанных способов, характеризуется невысокой эффективностью, т.к. не используется естественная энергия пласта.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации горизонтальной скважины, включающем бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе от потока жидкости.

Сущность изобретения.

Современное развитие технологий позволяет повысить эффективность эксплуатации горизонтальных скважин. Однако, для данных целей в основном применяют сложные конструкции, что приводит частой поломке данных конструкций и, в свою очередь, к снижению межремонтного периода. Существующие технические решения не в полной мере позволяют максимально эффективно эксплуатировать горизонтальные скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение горизонтального ствола добывающей скважины с оборудованием в горизонтальном стволе. Обозначения: 1 - горизонтальная скважина, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - перфорационные отверстия, 4 - крепление насосно-компрессорной трубы к системе А, 5 - электроцентробежный насос, расположенные перпендикулярно оси трубы, 6 - привод электродвигателя, 7 - аккумулятор, 8 - ротор-генератор электроэнергии, 9 - пакер, 10 - кабель, 11 - штанговый глубинный насос.

Способ реализуют следующим образом.

На участке залежи нефти бурят добывающую горизонтальную скважину 1, спускают эксплуатационную колонну 2, цементируют эксплуатационную колонну 2 и вторично вскрывают пласт, получают перфорационные отверстия 3. Далее в горизонтальный ствол скважины 1 на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены следующие элементы:

- крепление 4 насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения за счет управления с поверхности,

- электроцентробежный насос 5,

- привод электродвигателя 6,

- аккумулятор 7,

- ротор-генератор 8 электроэнергии.

Между системой А и эксплуатационной колонной 2 у пятки горизонтального ствола скважины 1 устанавливают пакер 9 таким образом, чтобы поток жидкости проходил через систему А. Перфорационные отверстия 3 не выполняют в части горизонтального ствола скважины 1, находящегося за пакером 9 в направлении пятки ствола.

Внутри насосно-компрессорной трубы, на которой спускают систему А, размещают кабель 10, соединенный с системой А. После установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель 10 оставляют.

Затем в вертикальную часть скважины 1 спускают штанговый глубинный насос 11 и ведут отбор продукции из добывающей скважины 1. Регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель 10 посредствам изменения режимов работы электродвигателя 6, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе 7 от потока жидкости.

Система А позволяет повысить эффективность эксплуатации горизонтальной скважины как за счет регулирования притока, так и за счет использования движения потока жидкости через ротор-генератор 8, вырабатывающий электроэнергию. В свою очередь данную электроэнергию возможно использовать для работы электроцентробежного насоса 5 через электродвигатель 6 и аккумулятор 7.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, дренируемого скважиной 1. Аналогичные операции выполняют на прочих горизонтальных скважинах залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.

Пример конкретного выполнения способа.

На участке залежи нефти бурят добывающую горизонтальную скважину 1 длиной горизонтального ствола 300 м. Скважину обсаживают эксплуатационной колонной 2, цементируют и вторично вскрывают пласт. Получают перфорационные отверстия 3. Далее в горизонтальный ствол скважины 1 на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены следующие элементы:

- крепление 4 насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности,

- электроцентробежный насос 5,

- привод электродвигателя 6,

- аккумулятор 7,

- ротор-генератор 8 электроэнергии.

Между системой А и эксплуатационной колонной 2 у пятки горизонтального ствола скважины 1 устанавливают пакер 9 таким образом, чтобы поток жидкости проходил через систему А. Перфорационные отверстия 3 не выполняют в части горизонтального ствола скважины 1, находящегося за пакером 9 в направлении пятки ствола.

Внутри насосно-компрессорной трубы, на которой спускают систему А, размещают кабель 10, соединенный с системой А. После установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель 10 оставляют.

Затем в вертикальную часть скважины 1 спускают штанговый глубинный насос 11 и ведут отбор продукции из добывающей скважины 1. Регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель 10 посредствам изменения режимов работы электродвигателя 6, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе 7 от потока жидкости.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, дренируемого скважиной 1. Аналогичные операции выполняют на прочих горизонтальных скважинах залежи.

В результате эксплуатации скважины, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 24 тыс.т нефти, скважина проработала 18 лет. По прототипу при прочих равных условиях аналогичная скважина добыла 19 тыс.т нефти и проработала 14 лет. Прирост добычи нефти по предлагаемому способу - 5 тыс.т и увеличение срока эксплуатации на 4 года.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, увеличить добычу нефти и снизить межремонтный период за счет использования энергии, вырабатываемой от потока жидкости в скважине и регулирования режима работы скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.

Способ эксплуатации горизонтальной скважины, включающий бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую собой трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накапливаемой в аккумуляторе от потока жидкости.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к определению относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. Технический результат заключается в повышении надежности, достоверности и точности определения относительных дебитов нефтяных пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.

Изобретение относится к газодобыче и может быть применено при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Система содержит газовую скважину, емкость с жидким раствором пенообразующего поверхностно-активного вещества (далее ПАВ), оборудование для автоматического регулирования дебита газа и для автоматической подачи ПАВ в скважину, датчики и приборы для измерения давления в затрубном пространстве скважины, температуры и давления на устье, температуры и давления или перепада давления после регулятора дебита газа, давления на забое в случае пакерной эксплуатации.

Группа изобретений относится к вычислительной технике и может быть использована для определения эффективности операций стимуляции в углеводородной скважине. Техническим результатом является улучшение стимулирующих действий и процесса добычи углеводородов.

Группа изобретений относится к вычислительной технике и может быть использована для определения эффективности операций стимуляции в углеводородной скважине. Техническим результатом является улучшение стимулирующих действий и процесса добычи углеводородов.

Изобретение относится к способу и устройству для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности нефтяного пласта с водонапорным режимом. Способ включает в себя: определение фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта, построение графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта; аппроксимацию графика рассеяния фактических скоростей нарастания обводненности и обводненностей нефтяного пласта зависимостью между скоростью нарастания обводненности и обводненностью для получения начальной обводненности нефтяного пласта, степени извлечения сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является начальной обводненностью, предельной добычи сырой нефти, когда обводненность нефтяного пласта является пределом обводненности; и определение закона изменения скорости нарастания обводненности по отношению к степени извлечения и изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к контролю разработки нефтяных месторождений промыслово-геофизическим методами (ПГИ). Оно может быть использовано для диагностики и предупреждения неравномерной выработки многопластовых залежей низкой проницаемости мониторинга профиля с целью последующего обоснования мероприятий по интенсификации и оптимизации выработки пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к системе, устройству и способу для измерения и контроля эксплуатационных параметров горизонтальных нефтяных скважин, оборудованных электроцентробежным насосом (ЭЦН).
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при увеличении эффективности добычи нефти и газа, а также при изучении флюидодинамики газовой среды на месторождениях углеводородов, в том числе и подземных хранилищах газа.

Изобретение относится к способу определения герметичности основного и второстепенного барьеров в интервале установки цементного моста в скважине, обозначенной под ликвидацию.

Изобретение относится к области электротехники. Технический результат заключается в уменьшении массогабаритных показателей системы питания.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при стравливании затрубного попутно-добываемого газа из нефтяной скважины. Технический результат - обеспечение возможности отвода газа из затрубного пространства нефтяной скважины при высоких температурах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для глушения газовых скважин при проведении ремонтных работ. Способ заключается в определении зависимости изменения устьевого давления от высоты подъема уровня раствора, обеспечивающего нахождение давления на забое скважины в условиях отсутствия поглощения раствора и подхвата газовых пачек.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство содержит колонну НКТ, насос, клапан и фильтр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство содержит колонну НКТ, насос, клапан и фильтр.

Изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано с установками электрических центробежных насосов (УЭЦН) для одновременно-раздельной эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Группа изобретений относится к технике добычи нефти и других жидкостей и, в частности, к технике подъема добываемой продукции скважин. Изобретения могут быть использованы для добычи нефти из скважин, в основном тяжелой нефти с повышенной плотностью и вязкостью, а также с увеличенным содержанием природных примесей - воды, песка, парафина в условиях высокого давления, газового фактора и низких температур.

Группа изобретений относится к трубчатым элементам с насадкой для управления скважинным флюидом. Технический результат – усовершенствованные трубчатые элементы с насадками.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в скважинах с повышенным давлением попутного газа в затрубном пространстве и низким динамическим уровнем.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для регулирования потока в скважине. Устройство для установки в стволе скважины в подземном участке содержит: по существу трубчатую стенку корпуса, отделяющую внутреннюю часть скважинного устройства от внешней его части, проходящей в радиальном направлении наружу от указанной внутренней части и образующей при установке в стволе скважины совместно с указанным стволом скважины кольцевое пространство; и струйный диод, находящийся в гидравлическом сообщении между внутренней частью скважинного устройства и внешней частью скважинного устройства сквозь стенку корпуса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины. Технический результат – повышение эффективности способа за счет его упрощения. Способ включает спуск и герметичную посадку в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта пакера с патрубком, выполненным с возможностью герметичного взаимодействия со спускаемым с устья ниппелем. Спуск в скважину на штангах штангового глубинного насоса – ШГН с замком на цилиндре до герметичного взаимодействия с замковой опорой. Отбор продукции пласта. Перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху. Ниппель оснащают замком под замковую опору. При этом ШГН спускают в эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб. ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанном с обсадной колонной и обеспечивающем расширение функциональных возможностей. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Cпособ включает бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины. Согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую собой трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накапливаемой в аккумуляторе от потока жидкости. 1 ил.

Наверх