способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, отличающийся тем, что в основном стволе скважины ниже точки зарезки бокового ствола устанавливают временный цементный мост, бурят боковой ствол ниже динамического уровня жидкости в скважине, после чего разрушают цементный мост и цементируют на уровне продуктивного пласта обводненный забой основного ствола скважины с последующим размещением на нем глубинно-насосного оборудования.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из обводненных скважин.

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий спуск в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной с участком перфорации напротив нефтяного пласта, на лифтовой колонне глубинного насоса с хвостовиком, на нижнем конце которого установлен обратный клапан, погружение насоса под динамический уровень и откачку нефти, при котором нижний конец хвостовика устанавливают не выше нижних отверстий участка перфорации (пат. РФ 2060363, Е 21 В 43/00, 1996 г.).

Недостатком данного способа является то, что при обводненности 70% и выше использование хвостовика эффекта не дает, т.е. при высокой обводненности предложенный способ неработоспособен.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ добычи нефти, включающий бурение с поверхности земли наклонно-направленной скважины с горизонтальным стволом, спуск глубинного насоса и отбор из скважины нефти, причем из наклонной части ствола бурят дополнительный ствол, при этом точку засечки дополнительного ствола располагают ниже статического уровня жидкости в скважине, а глубинный насос размещают на забое дополнительного ствола (пат. РФ 2046930, Е 21 В 43/00, 1995 г.).

Недостатком данного способа является размещение глубинно-насосного оборудования в боковом стволе, что накладывает ограничения на величину зенитного угла бокового ствола, увеличивает коэффициент трения между насосно-компрессорными трубами и колонной штанг.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение отбора нефти из бокового ствола обводненной скважины.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающем предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, согласно изобретению в основном стволе скважины ниже точки зарезки бокового ствола устанавливают временный цементный мост, бурят боковой ствол ниже динамического уровня жидкости в скважине, после чего разрушают цементный мост и цементируют на уровне продуктивного пласта обводненный забой основного ствола скважины с последующим размещением на нем глубинно-насосного оборудования.

Предлагаемое изобретение в сравнении с прототипом показало наличие новых действий (установка цементного моста, цементирование забоя), что свидетельствует о соответствии критерию изобретения "новизна".

Поиск по отличительным признакам показал отсутствие таковых в других изобретениях, что свидетельствует о соответствии критерию "изобретательский уровень".

На фиг. 1 представлена схема подготовки скважины к эксплуатации, где:

1 - основной ствол скважины;

2 - боковой ствол скважины;

3 - цементный мост;

4 - продуктивный пласт.

На фиг. 2 - способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины при динамическом уровне выше места зарезки бокового ствола с зацементированным забоем основного ствола, где

1 - основной ствол скважины,

2 - боковой ствол скважины;

4 - продуктивный пласт;

5 - глубинно-насосное оборудование;

6 - зацементированный забой.

Технология состоит в следующем. Сначала производится подбор обводненной скважины, определяется динамический уровень жидкости в основном стволе и точка зарезки бокового ствола под этим уровнем. Затем ниже точки засечки в основном стволе скважины устанавливается временный цементный мост, производится зарезка и бурение бокового ствола. После завершения строительства этот мост разрушается и забой основного ствола скважины заливается цементным раствором, поскольку скважина была полностью обводнена по основному стволу. Насосное оборудование спускается в основной ствол ниже места зарезки бокового ствола.

Пример конкретного осуществления способа.

В основном стволе скважины 1 глубиной 1200 м после полного обводнения определили динамический уровень, который составил 500 м, и точку зарезки бокового ствола 2, ниже которой установили временный цементный мост 3. Затем на глубине 700 м пробурили боковой ствол 2. Пластовое давление составило 70 атм. После бурения бокового ствола 2 разрушили цементный мост 3 и зацементировали забой основного ствола скважины 1. Затем спустили глубинно-насосное оборудование 5 на забой основного ствола скважины 1 на глубину 900 м и начали отбор нефти.

Для определения дебита нефти при динамическом уровне 500 м рассчитали забойное давление по формуле

P_заб.1 = (H_скв-H_дин.1)_нg,

где Н_дин. - динамический уровень жидкости в скважине, м;

Н_скв - глубина основного ствола скважины, м;

_н - плотность нефти, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м²/с;

Р_заб.1 = (1200-500)8009,8 = 54,910⁵ Па = 54,9 атм.

Определили дебит нефти по формуле

Q₁ = к_прод(Р_пл. - Р_заб.1),

где К_прод - коэффициент продуктивности;

К_прод 0,2 м³/сут.атм;

Р_пл - пластовое давление, атм;

Q₁ = 0,2(70 - 54,9) = 3,02 м³/сут.

При динамическом уровне 700 м (в месте зарезки бокового ствола) забойное давление составило

Р_заб.2 = (1200-700)8009,8 = 39,210⁵ Па = 39,2 атм.

Дебит нефти при этом

Q₂ = 0,2(70 - 39,2) = 6,16 м³/сут.

Из данных расчетов видно, что зарезка бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в скважине ведет к увеличению дебита.

Таким образом, положительный эффект заключается в увеличении отбора нефти из обводненной скважины за счет улучшения условий работы глубинно-насосного оборудования, а также в сохранении дебита, обеспечиваемого притоком нефти на забой из бокового ствола.