Способ разработки нефтяных месторождений с большими глубинами залегания продуктивных горизонтов и малыми дебитами скважин

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, связанным с обсадной колонной и обеспечивающим расширение функциональных возможностей. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных месторождений с большими глубинами скважин, находящихся в консервации, а также в эксплуатации с малыми дебитами скважин.

Причин небольших дебитов нефтяных скважин может быть много. Прежде всего, такими причинами могут быть: снижение первоначального пластового давления, обводнение месторождения пластовыми водами, возможное разрушение пород призабойной зоны гидравлическим ударами, не герметичность эксплуатационных колонн, плохое качество цементирования, не качественная перфорация колонны, не полная очистка призабойной зоны от глинистой корки и фильтрата бурового раствора, и другие причины. Мы достоверно не знаем какие конкретные причины вызвали низкие дебиты нефтяных скважин, но они могут иметь место и проведение определенных профилактических работ, могут либо устранить возможно уже действующие причины, либо добиться того, что после выполнения таких профилактических работ конкретные причины уже не будут негативно влиять на снижение дебитов скважин. Однако выполнение всего комплекса работ по устранению названных возможных причин на конкретном месторождении обеспечит только первоначальное СТАРТОВОЕ СОСТОЯНИЕ месторождения для получения оптимальных дебитов скважин уже без влияния причин обусловивших фактические низкие дебиты. Такое стартовое состояние месторождения еще не гарантирует увеличения коэффициентов извлечения нефти (КИН), охвата площади месторождения (КОПМ) и интенсификации добычи нефти (КИДН). Даже при устранении всех названных причин, положительный эффект не будет действовать стабильно в процессе последующей добычи нефти. Необходимая стабильность достигнутого положительного стартового состояния оптимальных параметров месторождения может быть повторно нарушена наличием ошибок в технологиях вызова притока нефти и последующей добычи до ее полного извлечения. Первый, после достижения СТАРТОВОГО СОСТОЯНИЯ месторождения, ВЫЗОВ ПРИТОКА НЕФТИ должен быть максимально плавным и исключающим резкие перепады давления на забоях добычных скважин. Для этого в процессе всего периода добычи нефти должны быть исключены случаи перекрытия задвижек фонтанной арматуры на устьях скважин. Также, весь период добычи нефти должно быть обеспечено стабильное текущее пластовое давление на уровне достаточном для реализации фонтанной добычи нефти методом принудительного фонтанирования. Очистка призабойных зон добычных скважин должна выполняться из продуктивных горизонтов непосредственно на устье добычных скважин в постоянном режиме в продолжении всего периода добычи нефти. При этом в продолжении всего периода добычи нефти, должны одновременно решаться и экологические проблемы полной утилизацией попутного нефтяного газа (ПНГ) и поступающей, вместе с добываемой нефтью, пластовой воды. Очевидно, что такой технологии добычи нефти нет, и доказательством такого утверждения являются низкие значения коэффициентов КИН, КОПМ и КИДН весь исторический период добычи нефти во всем мире и в РОССИИ. Они колеблются в пределах 0,3-0,4, (при возможной величине = 1,0). Предлагаемый новый патентный способ разработки нефтяных месторождений предназначен для комплексного решения всех вышеизложенных задач на базе известных действующих нефтяных технологий, действующего отечественного оборудования и имеющимися специалистами по бурению нефтяных скважин и добыче нефти буровыми бригадами или бригадами капитального ремонта скважин буровых или добычных предприятий. Возможность ее практической реализации обоснована не поиском аналогов предлагаемого изобретения, которых просто не существует, а наличием аналогов методик выполнения всех необходимых в практике работ при строительстве реальных нефтяных скважин с применением отечественного оборудования, в сумме позволяющих ее качественное выполнение и, следовательно, гарантирующих выполнение всех задач по устранению причин, обуславливающих небольшие дебиты скважин и положительных необходимых изменений в действующей технологии добычи нефти. Именно это и предусмотрено предлагаемой методологией выполнения работ, что видно из нижеприведенного текста описания нового способа добычи нефти.

Задачей изобретения, на первом этапе, является выбор нефтяных месторождений с глубоким залеганием нефтяных пластов, имеющих малые дебиты скважин. В качестве примера это могут быть нефтяные месторождения ДАГЕСТАНА, например, «Западно-Сухумское нефтяное месторождение». В схеме расположения скважин и оборудования при организации добычи нефти новым патентным способом разработки месторождения приведена фактическая конструкция скважин этого месторождения с глубиной залегания продуктивных горизонтов 3250-3270 м. Подобных месторождений в ДАГЕСТАНЕ около - 18. Эксплуатационных скважин - 205, нагнетательных - 15. 82% скважин работают фонтанным способом, остальные эксплуатируются электропогружными насосами. Пласты, в основном, песчано-алевролитовые и карбонатно-поровые. Новую технологию можно применить и на мелких месторождениях ДАГЕСТАНА, а это еще 34 месторождения и 2700 нефтяных скважин.

Наиболее близким аналогом является СПОСОБ ШАХТНО-СКВАЖИННОЙ ДОБЫЧИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМОЙ (БИТУМНОЙ) НЕФТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ (патент RU 2579061, опубл.: 27.03.2016). По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию залежи битумной нефти шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками. Создают из основных и участковых подземных горно-подготовительных выработок каналы доступа к продуктивному пласту в виде нагнетательно-нагревательных скважин для теплового и газожидкостного воздействия на продуктивный пласт. Нагнетательно-нагревательные скважины бурят в верхней части и наклонно по мощности продуктивного пласта и обустраивают трубчатыми теплообменными устройствами, подключенными к устройству нагревания и обеспечения циркуляции по ним теплонесущей текучей среды. Отбор нефти ведут добычными скважинами, пройденными в нижней части продуктивного пласта. Эксплуатационные работы по скважинной добыче битумной нефти ведут с подачей сжиженной пропанобутановой смеси в кольцевые зазоры между перфорированными обсадными трубами нагнетательно-нагревательных скважин и трубчатыми теплообменными элементами систем циркуляции теплонесущей текучей среды. Сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют в качестве топливного газа на газотурбинной электростанции для генерации электрической и тепловой энергии. Кроме того, сухой отбензиненный газ также используют в качестве топливного газа для нагревания теплонесущей текучей среды в системах циркуляции нагнетательно-нагревательных скважин.

В главном шахтном стволе технологического комплекса размещают стволовой криогенный трубопровод для подачи с поверхности в шахту криогенных сжиженных газов (например, жидкий азот).

Техническим результатом прототипа является снижение энергозатрат теплового воздействия непродуктивный пласт и повышение его нефтеотдачи.

Технической проблемой прототипа является технологическая сложность и многоэтапность описанной в нем технологии.

Задачей изобретения является устранение технической проблемы прототипа и упрощение технологии добычи.

Техническим результатом изобретения является:

- восстановление текущего пластового давления до уровня первоначального и его стабилизацию на восстановленном уровне в продолжение всего периода добычи нефти;

- создание новой призабойной зоны действующих скважин с ее очисткой в непрерывном режиме в процессе добычи нефти;

- очистка призабойной зоны действующей эксплуатационной скважины от фильтрата бурового раствора, глинистой корки и остатков цемента, на значительном расстоянии от зоны перфорации;

- замена перфорации колонны на установку готовых фильтров точно напротив продуктивных горизонтов и на глубинах максимально предотвращающих поступление в эксплуатационную колонну вместе с нефтью пластовых вод;

- исключение закачки в продуктивные пласты пластовой воды, обеспечив ее захоронение закачкой в вышележащие водоносные горизонты, не имеющих каналов связи с продуктивными нефтяными пластами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что заявлен способ разработки нефтяных месторождений с большими глубинами залегания продуктивных горизонтов и малыми дебетами скважин, характеризующийся тем, что, на каждом месторождении, из имеющегося фонда добывающих скважин, расположенных в пределах структуры, образующей это месторождение, выбирают 4-5 скважин и переоборудуют их под новые технологические скважины. В нагнетательные скважины под давлением, превышающим первоначальное пластовое давление, осуществляют закачку азота, получаемого из атмосферы и всего попутного нефтяного газа (ПНГ), получаемого при сепарации добываемой нефти в виде смеси азота и углеводородных газов, растворенных в добываемой нефти, также осуществляют закачку пластовой воды, получаемой при сепарации нефти в поглощающую скважину в вышележащие водоносные горизонты, не имеющие каналов миграции с продуктивными нефтяными пластами. Предпочтительно, вызов притока нефти осуществляется закачкой азота, через нагнетательную скважину по телу пласта в призабойную зону эксплуатационной скважины.

Предпочтительно, что выносом продуктов загрязнения из пласта потоком нефти и ПНГ ведут непрерывную очистку призабойной зоны, постоянно снижая вязкости нефти с достижением максимально возможных дебитов скважин, которые регулируют производительностью азотных компрессорных станций.

В обсадной колонне производят цементирование нижней забойной части колонны с установкой цементного моста выше верхних отверстий перфорации на 20-30 метров. С установленного цементного моста осуществляют бурение нового ствола скважины с вскрытием всей продуктивной части нефтяного месторождения с окончательным забоем в кровле подстилающего водоносного горизонта.

В старую обсадную колонну спускается новая обсадная колонна, состоящая из НКТ с максимальным наружным диаметром, обеспечивающим проходимость НКТ в старую обсадную колонну.

В компоновке колонны из НКТ предусматриваются: установка готового фильтра в интервалах продуктивных пластов; установка пакера для герметизации затрубного пространства между НКТ и внутренним диаметром старой обсадной колонны; установка левого переводника для возможности подъема верхней части НКТ с глубины установки пакера в новом стволе скважины. Пакер устанавливается на 3-5 метров выше места за резки нового ствола скважины в старой эксплуатационной колонне. Новая эксплуатационная колонна не цементируется. На устье скважины она оборудуется планшайбой и задвижкой высокого давления.

Добычу нефти осуществляют полным сечением новой обсадной эксплуатационной колонны из НКТ. На всем пути потока пластовых флюидов, вплоть до пункта подготовки нефти к хранению и транспортировки по магистральному нефтепроводу, не предусмотрены задвижки и установки, регулирующих проходное сечение. Поступление нефти из скважины, после вызова притока поступлением азота снизу через фильтр в НКТ, осуществляется из скважинного трубопровода в первую приемную отстойную емкость.

Осуществление изобретения

В отличие от традиционных методов вызовов притока нефти, предлагается осуществлять закачкой азота через нагнетательную скважину по телу пласта в призабойную зону перфорированной эксплуатационной скважины и снизу в эксплуатационную колонну с выходом на устье скважины. При этом не следует ограничивать приток нефти, получаемый на устье скважины, то есть необходимо получить приток нефти в режиме открытого фонтанирования через полное сечение новой эксплуатационной колонны. Весь последующий период добычи нефти необходимо вести в режиме открытого фонтанирования и не допускать даже разовых, кратковременных остановок добычи нефти из скважины.

После вызова притока следует непрерывно, весь период добычи нефти, продолжать закачку азота в нагнетательную скважину с производительностью закачки азота равной газовому фактору фонтанирующей скважины. По мере увеличения газового фактора, неизбежного при фонтанировании, необходимо, пропорционально увеличивать и объемы закачки азота, вплоть до извлечения всех геологических запасов нефти, что будет отражено поступлением из скважины сухого ПНГ.

Постоянная закачка азота серийно выпускаемыми азотными компрессорными станциями (например, ТГА 30/350 С 90, где 30 - производительность закачки азота в м³/мин, 350 - давление закачки в атм. С 90 - содержание азота в %) под большим давлением по маршруту от забоя нагнетательной скважины по всей мощности продуктивного горизонта к призабойной зоне эксплуатационной скважины и далее на ее устье, решает (непрерывно и в продолжении всего периода добычи нефти) следующие задачи:

• поддержание постоянного текущего рабочего пластового давления на уровне, обеспечивающем добычу нефти, способом «принудительного фонтанирования» до полного извлечения геологических запасов нефти и достижения КИН = 1,0, что будет регистрироваться началом поступления на устье добычной скважины чистого азота;

• постоянное поддержание избыточного давления пласта, достаточного для поступления на устье скважины нефти, растворенного попутного нефтяного газа, пластовой воды и азота;

• непрерывную очистку призабойной зоны добычной скважины, за счет возможности выноса всех продуктов загрязнений на устье скважины и вместе с нефтью, азотом и ПНГ;

• снижение вязкости и улучшение текучести нефти, в пластовых условиях, за счет постоянного процесса растворения в нефти новых порций чистого азота, при каждом новом цикле его поступления из нагнетательной скважины в продуктивный горизонт;

• повышение нефтеотдачи пласта за счет повторной закачки в продуктивные горизонты не только чистого азота, но и всего объема азотной газовой смеси, получаемой при сепарации добываемой «не извлекаемой нефти» и содержащей остатки не отсепарированной нефти, вновь закачиваемой в нефтяные горизонты, и циклично возвращаемые на устье скважины на повторные сепарации, увеличивая тем самым количество отсепарированной нефти и КИН;

• замена призабойной зоны действующей скважины, вновь созданной призабойной зоной, полученной бурением второго ствола скважины, и не подлежащей цементированию;

• предотвращение (уменьшение) обводнения продуктивных нефтяных пластов пластовыми водами, за счет возможности уточнения (по имеющимся данным бурения основного ствола скважины):

• глубины установки спускаемого готового фильтра над кровлей нижележащих водоносных пластов;

• интервалов установки фильтров точно напротив продуктивных пластов;

• глубины установки пакера, для изоляции затрубного пространства между НКТ и внутренним диаметром старой эксплуатационной колонны;

• исключения всех возможных негативных последствий негерметичности старой эксплуатационной колонны, ее заменой на новую колонну из НКТ;

Выполнение вышеизложенных задач позволит оптимизировать процесс добычи нефти и обеспечить достижение коэффициентов охвата площади месторождения (КОПМ), интенсификации добычи нефти (КИДН), и извлечения нефти (КИН), близкими к 1,00. При этом будет обеспечено сокращение затрат времени на создание стабильной рациональной инфраструктуры добычи нефти, не требующей обслуживания скважин и применения любых, ранее применяемых, методов интенсификации притока и проведения ремонтов скважин, весь период добычи нефти. За счет сокращения фонда эксплуатационных, разведочных и нагнетательных скважин, уменьшения трудоемкости работ по добыче нефти и повышения КИН, кратно снизится и ее себестоимость. Сократятся и сроки разработки месторождений за счет интенсификации добычи нефти (роста дебитов эксплуатационных скважин).

Решение поставленных задач и технический результат достигаются тем, что в предлагаемом способе разработки нефтяных месторождений с аномально высокими пластовыми давлениями, низкой проницаемостью продуктивных горизонтов и малыми де битами скважин технологическим путем устраняются выявленные и потенциально возможные причины, обуславливающие получение небольших дебитов скважин при наличии высоких пластовых давлений. Однако существует еще одна проблема, связанная с необходимостью обоснования и создания новой технологии и методов первичного вызова притока нефти, гарантирующих сохранение целостности пород продуктивных горизонтов в момент вызова притока нефти и в продолжение всего периода эксплуатации скважины. Решение этой проблемы, на наш взгляд, должно быть аналогично способу, изложенному нами ранее и подробно описанному в патенте «Способ добычи подсолевой нефти скважинами надсолевого комплекса». Его суть в том, что вызов притока нефти из продуктивных горизонтов, рассматриваемых нами глубоких месторождений с аномально высокими пластовыми давлениями, так же должен выполняться с соблюдением условий, характеризующих возникновение работы скважин открытым фонтанированием, а именно: создание плавной депрессии в момент вызова притока, что предотвратит первоначальное разрушение продуктивного пласта; исключение или максимальное снижение противодавления на работающий пласт с начала вызова притока; исключение в продолжение всего периода работы скважины, даже разовых резких давлений на работающий пласт.

Практическая реализация предлагаемого нового способа добычи нефти заключается в последовательном выполнении следующих работ:

1. В обсадной колонне производится цементирование нижней забойной части колонны с установкой цементного моста выше верхних отверстий перфорации на 20-30 метров.

2. С установленного цементного моста осуществляется бурение нового ствола скважины с вскрытием всей продуктивной части нефтяного месторождения с окончательным забоем в кровле подстилающего водоносного горизонта.

3. В старую обсадную колонну спускается новая обсадная колонна, состоящая из НКТ с максимальным наружным диаметром, обеспечивающим проходимость НКТ в старую обсадную колонну. В компоновке колонны из НКТ предусматриваются: установка готового фильтра в интервалах продуктивных пластов; установка пакера, для герметизации за трубного пространства между НКТ и внутренним диаметром старой обсадной колонны; установка левого переводника для возможности подъема верхней части НКТ с глубины установки пакера в новом стволе скважины. Пакер устанавливается на 3-5 метров выше места зарезки нового ствола скважины в старой эксплуатационной колонне. Новая эксплуатационная колонна не цементируется. На устье скважины она оборудуется планшайбой и задвижкой высокого давления.

Все названные условия соблюдаются в предложенном способе добычи нефти, и их выполнение регламентируется правилами работы операторов, так как вызов притока и переход на режим постоянной добычи нефти составляют неразрывный технологический процесс, и добыча нефти осуществляется полным сечением новой обсадной эксплуатационной колонны из НКТ. На всем пути потока пластовых флюидов, вплоть до пункта подготовки нефти к хранению и транспортировки по магистральному нефтепроводу, не предусмотрены задвижки и установки, регулирующие проходное сечение. Поступление нефти из скважины, после вызова притока поступлением азота снизу через фильтр в НКТ, осуществляется из скважинного трубопровода в первую приемную отстойную емкость. В целом, предлагаемый новый способ добычи нефти, создает все условия для применения эффективной технологии и организации добычи нефти месторождений с аномально высокими пластовыми давлениями и низкой проницаемостью с достижением КИН, КОПМ и КИДН = 1,00.

1. Способ эксплуатации добывающей скважины, включающий 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, извлечение ШГН, спуск лифтовых труб, оснащенных ниппелем, до герметичного взаимодействия с патрубком и закачку рабочего агента в пласт по лифтовым трубам, последующий спуск ШГН и отбор продукции пласта, отличающийся тем, что перед спуском патрубок пакера оснащают замковой опорой и направляющим конусом сверху, а ниппель – замком под замковую опору, причем ШГН спускают в эксплуатационную колонну после технологической выдержки рабочего агента в пласте и излечения лифтовых труб, при этом ШГН применяют в виде вставного штангового насоса с цилиндром заданного диаметра, размещенным на патрубке, связанным с обсадной колонной и обеспечивающим расширение функциональных возможностей.

2. Способ эксплуатации добывающей скважины по п. 1, отличающийся тем, что в качестве рабочего агента используют кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта или водоизоляционных работ.