Способ разработки газонефтяных залежей

Способ разработки газонефтяных залежей

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки газонефтяных залежей, в которых газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами непроницаемых пород.

Известен способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений (Патент №2079639 МПК 6 Е 21 В 43/14, опубл. 20.05.97, Бюл. №14), при котором производят бурение перепускных скважин за контуром нефтеносности до глубин, вскрывающих автономную зону \сверхгидростатических\ давлений, при этом создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны \сверхгидростатических\ давлений под нефтеносную законтурную зону разрабатываемого месторождения с последующим использованием перепускных скважин в качестве эксплуатационных при разработке вышележащего горизонта. Для использования способа необходимы дополнительные затраты на бурение перепускных скважин, а использование их в качестве эксплуатационных приводит к нерациональному использованию пластовой энергии.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является выбранный в качестве прототипа способ разработки по а.с. №1818466, М. кл. 5 Е 21 В 43/12, опубликованное 30.05.93, Бюл. №20. Он предусматривает проводку стволов горизонтальных скважин вдоль нижней части нефтенасыщеного коллектора с подъемом ствола в верхнюю его часть, в газовую шапку. В результате этого подъем нефти осуществляется за счет энергии сжатого газа газовой шапки, за счет естественного газлифта. Регулирование притока газа производится с использованием дросселя, устанавливаемого в эксплуатационной колонне в непосредственной близости от газонефтяного контакта. При существующей газогидравлической связи между коллекторами давление в нефтяном и газовом пластах будут быстро уравниваться. А это делает невозможным использование энергии газовой шапки как для поддержания давления в нефтяном пласте, так и для вытеснения нефти из пласта, что приводит к уменьшению нефтеотдачи, нерациональному использованию пластовой энергии и преждевременному переходу на механизированную добычу. Кроме того, данный по прототипу способ не предусматривает случай, когда газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены непроницаемыми породами.

Задача изобретения - продление сроков фонтанной эксплуатации и повышение нефтеотдачи путем рационального использования пластовой энергии посредством контроля и управления процессом межпластовых и внутрипластовых перетоков газообразного или жидкого флюида.

Поставленная задача достигается применением горизонтальных скважин двух типов конструкций. Первый тип имеет обсаженное ответвление с герметизацией затрубного пространства, направленное вверх, на пересечение интервала непроницаемого пласта и на вскрытие газового пласта. Это есть тип исключительно добывающих скважин. Второй тип дополнительно имеет обсаженные ответвления с герметизацией затрубного пространства, направленные вниз, на пересечение нижележащего непроницаемого пласта и на вскрытие высоконапорного водоносного пласта. Подобные скважины используются сначала как добывающие, потом как нагнетательные, а затем опять как добывающие.

Разработка газонефтяной залежи осуществляется в несколько последующих этапов:

1. На первом этапе производится перфорация горизонтальных участков всех пробуренных скважин и отбор нефти до конца периода фонтанной эксплуатации.

2. На втором этапе осуществляется контролируемый переток газа из газового пласта в нефтяную зону скважины с помощью специального регулирующего перепускного устройства, которое устанавливается между газоносным и нефтеносным пластами и которое управляется с поверхности посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи. В результате контролируемого перетока газа давление нефтяного столба в скважине будет уменьшаться, и давления в нефтяном пласте опять будет хватать для фонтанирования скважины (газлифт). Газ газового пласта при добыче нефти после сепарации транспортируется в газопровод, и при полном замещении в скважине нефти газом совместная добыча нефти и газа прекращается.

3. На третьем этапе эксплуатации производят разработку нефтеносного пласта с использованием энергий как водоносного, так и газоносного пластов. Здесь часть скважин переводят в водонагнетательные, с перекрытием газовых ответвлений, а другую часть оставляют добывающими. При этом в нагнетательных скважинах герметизируют ответвления в газоносный пласт и перфорируют ответвления в водоносном пласте. Далее осуществляют контролируемый переток воды из водоносного пласта в нефтяную зону каждой нагнетательной скважины с помощью специального регулирующего перепускного устройства, которое устанавливается между водоносным и нефтеносным пластами и которое управляется с поверхности, например, посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи. При этом устья нагнетательных скважин перекрывают. В результате контролируемые перетоки воды устремляются из горизонтальных участков нагнетательных скважин в нефтяной пласт и начинают вытеснять нефть по направлению к горизонтальным участкам добывающих скважин. При этом давление нефтеносного пласта увеличивается и скважина опять начинает фонтанировать. Данный этап разработки проводят до конца рентабельного фонтанирования (либо до соответствующего истощения газоносного и водоносного пластов, при котором произойдет выравнивание энергий (давлений) водоносных, нефтеносных и газоносных пластов, либо до критического обводнения добывающих скважин).

4. На четвертом этапе эксплуатации производят обычную, например, механизированную добычу нефти из нефтяного пласта с поддержанием пластового давления. При этом нижние ответвления в водоносный пласт у бывших нагнетательных скважин могут быть герметизированы, а сами скважины могут быть переведены в разряд добывающих или нагнетательных с подачей вытесняющей жидкости или газа с поверхности. Данный этап производят, во-первых, если пластовая энергия в нагнетательных пластах истощилась, а критического обводнения скважин пока не наступило. И, во-вторых, если оставшиеся расчетные запасы нефти позволяют надеяться на рентабельную добычу нефти механизированным способом. Этап производят до полного истощения нефтяного пласта, или до конца рентабельности.

5. На пятом этапе эксплуатации производят доразработку истощенного газового пласта. Этап производят до конца рентабельности.

Отличительными признаками заявленного изобретения является:

1) Дополнительное использование конструкций скважин, у которых горизонтальные стволы имеют по два обсаженных ответвления, с герметизацией затрубного пространства, одно из которых направлено вверх, на пересечение интервала непроницаемого пласта и на вскрытие газового пласта, а другое направленно вниз, на пересечение нижележащего непроницаемого пласта и вскрытие высоконапорного водоносного пласта.

3) Использование скважинных ответвлений в качестве нагнетательных линий: газовых ответвлений для газлифта, а водяных для вытеснения нефти из пласта и для повышения пластового давления.

4) Производство сравнительно раздельной, а затем совместной эксплуатации скважин, с переводом части скважин в разряд нагнетательных.

5) Осуществление контролируемых межпластовых и внутрипластовых перетоков флюидов с помощью специальных регулирующих перепускных устройств, которые устанавливаются в скважинах между пластами-коллекторами и пластами-источниками энергии и которые управляются с поверхности, например, посредством насосно-компрессорных труб или иной дистанционной передачи.

Отличительные признаки не были известны из патентной и научно-технической информации. В связи с этим считаем, что заявленное решение считается новым.

Заявленная совокупность существенных отличительных признаков является неизвестной, что позволяет нам сделать вывод, что техническое решение имеет изобретательский уровень.

Заявленный способ может быть осуществлен специализированным предприятием или организацией, что соответствует критерию промышленной применимости.

Предлагаемый способ может быть осуществлен по следующему примеру:

Пример

Исходные данные:

Блочная разработка месторождения.

Б) Число скважин нечетное, например равное пяти.

В) Ряд горизонтальных скважин охватывает площадь всего блока разработки.

Разработка газонефтяной залежи осуществляется на основе применения скважин первого типа с одним ответвлением (фиг.1) и скважин второго типа с двумя ответвлениями (фиг.2). Каждая скважина с одним ответвлением (фиг.1) имеет участки 1, 2 и 3. Участок 1 является вертикальным, пробуренным сквозь газоносный пласт Г газонефтяной залежи, участок 2 является горизонтальным, пробуренным в нефтеносном пласте Н, участок 3 является верхним ответвлением в газоносный пласт. Для регулировки перетока газа из газоносного пласта в горизонтальный участок скважина первого типа оснащается регулировочным перепускным устройством 4. Такие скважины водоносный пласт В не вскрывают. Скважины с одним ответвлением используют энергию только газового пласта и являются исключительно добывающими скважинами.

Каждая скважина с двумя ответвлениями (фиг.2.) имеет участки 1, 2, 3 и 5. Участок 1 является вертикальным, пробуренным сквозь газоносный пласт Г газонефтяной залежи, участок 2 является горизонтальным, пробуренным в нефтеносном пласте Н, участок 3 является верхним ответвлением в газоносный пласт, участок 5 является нижним ответвлением в водоносный пласт В. Для регулировки перетока флюидов из газоносного и водоносного пластов в горизонтальный участок скважина второго типа оснащается регулировочными перепускными устройствами 4. Скважины с двумя ответвлениями, кроме энергии газоносного пласта, используют энергию водоносного пласта, и на определенных этапах разработки сначала переводятся из разряда добывающих в разряд нагнетательных скважин, а затем обратно из разряда нагнетательных в разряд добывающих скважин.

Если общее число скважин в ряду равно пяти, то можно принять, что нечетные скважины будут иметь по одному ответвлению (всего три скважины), а четные по два ответвления (всего две скважины).

Разработка газонефтяной залежи осуществляется в следующей последовательности:

1. Приступают к началу первого этапа. При этом перфорируют горизонтальные участки пробуренных скважин.

2. Вызывают приток нефти из скважин (освоение скважин).

3. Осуществляют планомерный отбор нефти из скважин, как показано на схеме (фиг.3). Здесь блок разработки ограничен линией 1, а скважины являются горизонтальными проекциями фиг.1 и фиг.2. Из устья 2 каждой скважины стрелкой обозначен выход пластового флюида, который до этого двигался в направлении 3 по горизонтальному участку скважины 4. Верхнее ответвление 5 (каждой скважины в газоносный пласт) и нижнее ответвление 6 (каждой скважины второго типа в водоносный пласт) бездействуют. Направление движений пластовых флюидов к горизонтальным участкам скважин обозначено стрелками 7. Отбор нефти производят до конца рентабельности, когда давление нефтеносного пласта будет стремиться к уровню давления столба жидкости в скважине.

4. Приступают к началу второго этапа. При этом останавливают добычу нефти.

5. Производят в скважинах перфорацию верхних ответвлений, направленных в газовый пласт.

6. На колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) в каждую скважину спускается пакер, поворотный регулирующий клапан и замок с левой резьбой. Данную компоновку устанавливают между газоносным и нефтеносным пластами и производят пакеровку для их разобщения.

Примечание: 1) В данном случае регулирующий клапан должен закрываться при вращении НКТ вправо. 2) При спуске компоновки замок с левой резьбой свинчивают с заданным контролирующим усилием для предупреждения развинчивания колонны при передаче крутящего момента поворотному регулирующему клапану.

7. Вызывают притоки из газового пласта.

8. В каждой скважине с помощью поворота колонны НКТ воздействуют на поворотный регулирующий клапан и регулируют объемы перетока газа из газового пласта в нефтяную зону скважины. Газа перепускают столько, чтобы не передавать давление газового пласта нефтяному, а только чтобы частично замещать в скважине нефть. В результате давление нефтяного столба в скважине будет уменьшаться и давления в нефтяном пласте опять будет хватать для фонтанирования скважины по методу газлифта. Этот процесс схематично представлен на фиг.4. Данная схема почти такая же, как на фиг.3, но с отличием в виде стрелок 8, обозначающих направление движения газа (в верхних ответвлениях скважин), поступающего из газоносного пласта. Газ газового пласта при добыче нефти после сепарации транспортируется в газопровод, и при полном замещении в скважине нефти газом совместная добыча нефти и газа прекращается.

9. Приступают к началу третьего этапа (фиг.5). При этом останавливают добычу нефти и газа и закрывают перепускные клапаны.

10. В каждой скважине второго типа (четные скважины) нагружают НКТ избыточным крутящим моментом вправо, в результате чего отворачивают колонну НКТ вместе с ниппелем замка с левой резьбой от оставшейся компоновки с пакером и поворотным регулирующим клапаном в верхнем ответвлении. При этом отвороте поворотный регулирующий клапан полностью закрывается.

11. Из каждой скважины второго типа извлекают открученную колонну НКТ, в результате чего газ не поступает в скважины, а их горизонтальные участки 4 освобождаются для последующих технологических операций.

12. Переводят скважины второго типа в разряд нагнетательных и перфорируют их нижние ответвления 6 (в водоносный пласт).

13. На колонне НКТ в каждую нагнетательную скважину спускается пакер, поворотный регулирующий клапан и замок с левой резьбой. Данную компоновку устанавливают между нефтеносным и водоносным пластами и производят пакеровку для их разобщения.

14. В нагнетательных скважинах вызывают приток воды 9 из водоносного пласта.

15. Перекрывают устья 10 нагнетательных скважин, в результате чего вода из водоносного пласта через нижние ответвления 6 нагнетательных скважин устремляется в пласт и начинает вытеснять нефть по направлениям 7 в сторону добывающих скважин. При этом давление водоносного пласта начинает передаваться нефтяному пласту.

16. Величину межпластового перетока воды регулируют посредством регулирующих поворотных клапанов компоновок по п.13.

17. При достаточном (для рентабельности) восстановлении пластового давления начинается отбор нефти через устья 2 добывающих скважин. Причем в добывающих скважинах регулируют объемы перетока 8 газа из газоносного пласта по п.8.. Газ газового пласта при добыче нефти после сепарации транспортируется в газопровод. Если в добывающих скважинах произойдет полное замещение нефти газом, то совместная добыча нефти и газа прекращается, после чего приступают сразу к пятому этапу разработки. Если в процессе данного этапа разработки давления в газоносном пласте перестает хватать для газлифта, а энергии водоносного пласта еще хватает для поддержания пластового давления, то добыча нефти производится до тех пор, пока не произойдет критическое обводнение добывающих скважин. После этого сразу приступают к пятому этапу эксплуатации. Если же затем произойдет уменьшение давления в водоносном пласте до давления столба жидкости в скважине (если произойдет истощение как нефтеносного, так и водоносного пластов), то приступают к четвертому этапу разработки.

18. Приступают к началу четвертого этапа (обычная механизированная добыча). При этом временно останавливают добычу.

19. В каждой скважине первого типа нагружают НКТ избыточным крутящим моментом вправо, в результате чего отворачивают колонну НКТ вместе с ниппелем замка с левой резьбой от оставшейся компоновки с пакером и поворотным регулирующим клапаном (в верхнем ответвлении). При этом отвороте поворотный регулирующий клапан полностью закрывается.

20. Из каждой скважины первого типа извлекают открученную колонну НКТ, в результате чего газ не поступает в скважины, а их горизонтальные участки освобождаются для последующих технологических операций.

21. В каждой скважине второго типа нагружают НКТ избыточным крутящим моментом вправо, в результате чего отворачивают колонну НКТ вместе с ниппелем замка с левой резьбой от оставшейся компоновки с пакером и поворотным регулирующим клапаном в нижнем ответвлении. При этом отвороте поворотный регулирующий клапан полностью закрывается.

22. Из каждой скважины второго типа извлекают открученную колонну НКТ, в результате чего вода не поступает в скважины, а их горизонтальные участки освобождаются для последующих технологических операций.

23. Производят механическую добычу нефти, например с помощью винтового насоса с верхним приводом. Добычу производят до конца рентабельности.

24. Приступают к пятому этапу разработки (доразработка газового пласта). При этом временно приостанавливают добычу.

25. Спускают в скважины первого и второго типа извлеченные ранее компоновки НКТ по п.п.20 и 11. Прикручивают их обратно к нижним частям компоновок НКТ, оставленных в скважинных ответвлениях в газоносный пласт.

26. Извлекают из скважин компоновки с регулирующим поворотным клапаном и пакером.

27. Приступают к разработке истощенного газоносного пласта (с возможной перфорацией вертикального участка обсадной конструкции на уровне газового пласта у каждой добывающей скважины). Добычу производят до конца рентабельности.

Заявляемый способ разработки надежен, так как основан на современных буровых и нефтегазодобывающих технологиях.

Заявляемый способ особенно эффективен при больших ресурсах водоносного пласта, так как в этом случае может быть полностью исключен механизированный (четвертый) этап разработки.

Литература

1. Патент №2079639, МПК 6 Е 21 В 43/14, опубликованное 20.05.1997 г., Бюл. №14.

2. А.с. №1818466, М. кл. 5 Е 21 В 43/20, опубликованное 30.05.1993 г., Бюл. №20.

Способ разработки газонефтяных залежей, включающий бурение горизонтального ствола добывающей скважины в нефтяной части пласта и горизонтально-восходящего ствола, перфорацию эксплуатационной колонны горизонтального ствола и подъем пластовых флюидов на поверхность, отличающийся тем, что производят эксплуатацию газоносного, нефтеносного и водоносного пластов, разделенных непроницаемыми породами, дополнительно используют конструкцию скважины, у которой горизонтальный ствол имеет два обсаженных ответвления с герметизацией затрубного пространства, одно из которых направлено вверх на пересечение интервала непроницаемого пласта и на вскрытие газового пласта, а другое направлено вниз на пересечение нижележащего непроницаемого пласта и на вскрытие высоконапорного водоносного пласта, используют скважинные ответвления в качестве нагнетательных линий - ответвления в газоносный пласт для газлифта и поддержания давления в нефтеносном пласте, а ответвления в водоносный пласт - для вытеснения нефти из нефтеносного пласта и для повышения его давления, производят раздельную, а затем совместную эксплуатацию скважин с переводом части скважин в разряд нагнетательных, осуществляют контролируемые межпластовые и внутрипластовые перетоки флюидов с помощью регулирующих перепускных устройств, которые устанавливают в скважинах между пластами-коллекторами и пластами-источниками энергии и которыми управляют с поверхности.