способ разработки участка нефтяной залежи

Формула изобретения

Способ разработки участка нефтяной залежи, включающий отбор нефти через, по крайней мере, одну добывающую скважину, после выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне остановку скважины, установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины в невыработанный участок пласта, спуск обсадной колонны, цементирование заколонного пространства и отбор нефти из невыработанного участка пласта, отличающийся тем, что в качестве обсадной колонны используют обсадную колонну с хвостовиком, установленным с возможностью отделения и длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта, заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью, бурение нового наклонного ствола производят диаметром, равным диаметру основного ствола скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке участка нефтяной залежи, в основном одной добывающей скважиной.

Известен способ разработки мелких залежей и отдельных линз многопластового нефтяного месторождения, включающий закачку химических реагентов через скважину в продуктивный пласт, повышение пластового давления за счет выделения в результате реакции углекислого газа и отбор продукции через эту скважину. Через вертикальную скважину по продуктивному пласту бурят не менее одного горизонтального ствола, имеющего криволинейное расположение в плане. Закачку расчетного объема реагентов осуществляют периодами с выдержкой на стабилизацию давления без отбора продукции между ними до повышения пластового давления до начального и последующим отбором продукции до экономически рентабельного уровня. Циклы повторяют (Патент РФ №2086756, опубл.1997.08.10).

Известный способ не позволяет вырабатывать запасы из линзовидной залежи нефти с достижением высокой нефтеотдачи.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Производят остановку, по крайней мере, одной добывающей скважины. Изолируют ранее перфорированные интервалы. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины с переходом в продуктивном пласте на горизонтальный или наклонный ствол. Горизонтальный или наклонный ствол проводят по кровле продуктивного пласта и выполняют длиной до половины расстояния между работающими скважинами. Новый забой располагают на расстоянии не менее 100 м от ранее существовавшего забоя скважины. При отборе нефти через скважину депрессию на пласт поддерживают не более 1 МПа (Патент РФ №2151861, кл. Е 21 В 43/20, опублик.2000 г.).

В известном способе новый наклонный ствол скважины бурят меньшего диаметра, чем основной ствол скважины, соответственно снабжают обсадной колонной меньшего диаметра. Уменьшение диаметра приводит к невысокой продуктивности скважины, а следовательно, к низким темпам разработки и невысокой нефтеотдаче залежи.

В предложенном изобретении решается задача увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается тем, что в способе разработки участка нефтяной залежи, включающем отбор нефти через, по крайней мере, одну добывающую скважину, после выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне остановку скважины, установку в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации, с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины в невыработанный участок пласта, спуск обсадной колонны, цементирование заколонного пространства и отбор нефти из невыработанного участка пласта, согласно изобретению в качестве обсадной колонны используют обсадную колонну с хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта, цементирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта, заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью, бурение нового наклонного ствола производят диаметром, равным диаметру основного ствола скважины.

Признаками изобретения являются:

1. отбор нефти через, по крайней мере, одну добывающую скважину;

2. после выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне остановка скважины;

3. установка в скважине цементного моста с образованием нового искусственного забоя выше интервалов перфорации;

4. с глубины выше верхнего интервала перфорации бурение нового наклонного ствола скважины в невыработанный участок пласта;

5. спуск обсадной колонны;

6. цементирование заколонного пространства;

7. отбор нефти из невыработанного участка пласта;

8. в качестве обсадной колонны использование обсадной колонны с хвостовиком, установленным с возможностью отделения;

9. то же с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта;

10. цементирование заколонного пространства в интервале продуктивного пласта;

11. заполнение заколонного пространства выше интервала продуктивного пласта антикоррозионной жидкостью;

12. бурение нового наклонного ствола диаметром, равным диаметру основного ствола скважины.

Признаки 1-7 являются общими с прототипом, признаки 8-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При разработке нефтяной залежи зачастую возникает ситуация, когда удается отобрать нефть из части продуктивного пласта, ограниченного зоной влияния скважины. В то же время соседний участок продуктивного пласта на сравнительно небольшом расстоянии от скважины порядка 30-150 м остается невыработанным. Причиной такого явления может быть поднятие конусов обводнения, неоднородность залежи, установившиеся в пласте направления движения пластовых флюидов и т.п. Для выработки соседнего участка продуктивного пласта целесообразно пробурить из существующей скважины дополнительный новый наклонный ствол на соседний участок. Кроме того, бурение дополнительного нового наклонного ствола целесообразно при разработке многопластовой нефтяной залежи при отборе нефти из нового продуктивного пласта на новой глубине.

Существующие способы предусматривают зарезку дополнительного нового наклонного ствола из существующей обсадной колонны скважины. Для прохождения бурового оборудования в существующей обсадной колонне приходится использовать оборудование меньшего диаметра. Новый ствол скважины получается меньшего диаметра, из-за чего скважина теряет продуктивность. В предложенном способе решается задача сохранения при бурении диаметра нового наклонного ствола скважины, выбор диаметра скважины в интервале продуктивного пласта в зависимости от коллекторских свойств продуктивного пласта. Все это в конечном счете влияет на темп выработки запасов, на конечную нефтеотдачу залежи.

Для решения поставленных задач выполняют следующие действия. Скважину снабжают обсадной колонной с хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта. Для этого хвостовик закрепляют внизу обсадной колонны через переводник с левой резьбой. Хвостовик закрепляют в интервале продуктивного пласта посредством двухступенчатого манжетного пакера. Цементирование заколонного пространства производят только в интервале продуктивного пласта под двухступенчатым манжетным пакером. Заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб и насосное оборудование. На участке нефтяной залежи отбирают нефть через, по крайней мере, одну оборудованную таким образом добывающую скважину. После выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне останавливают скважину. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста не выше переводника. При этом двухступенчатый манжетный пакер оказывается зацементированным. Срывают оставшиеся пакера и проворачивают обсадную колонну. Обсадная колонна вывертывается из переводника и освобождается. Обсадную колонну поднимают из скважины. В таком положении появляется возможность проводить бурение на начальном диаметре скважины и использовать буровое оборудование того же диаметра, что и при начальном бурении скважины. Организуют новый искусственный забой выше интервалов перфорации. С глубины выше верхнего интервала перфорации бурят новый наклонный ствол скважины в невыработанный участок пласта. Спускают ту же обсадную колонну, также снабженную хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта. Дальнейшее оборудование скважины проводят, как и при оборудовании основного ствола. Диаметр скважины в невыработанном участке пласта подбирают исходя из коллекторских свойств невыработанного участка пласта. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до его выработки.

Перенесение таким образом места отбора нефти возможно проводить из одной скважины неоднократно до полной выработки запасов в продуктивном пласте.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяную залежь Ромашкинского месторождения со следующими характеристиками: глубина 1150 м, начальное пластовое давление 10,5 МПа, давление насыщения 6,0 МПа, пластовая температура 22°С, толщина пласта 3 м, площадь участка 100 тыс. м ², пористость 23%, проницаемость 230 мкм², вязкость нефти 27 спз, плотность нефти 0,921 кг/м³, газовый фактор 11 м³/т.

На участке залежи бурят одну нефтедобывающую скважину глубиной 970 м и диаметром 215,9 мм. Скважину снабжают обсадной колонной диаметром 146 мм с хвостовиком диаметром 146 мм, навернутым снизу на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, и с длиной 3 м. Хвостовик закрепляют в интервале продуктивного пласта посредством двухступенчатого манжетного пакера марки ПДМ. Цементирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта под двухступенчатым манжетным пакером. Заколонное пространство выше интервала продуктивного пласта заполняют антикоррозионной жидкостью - дегазированной девонской нефтью. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 76 мм, колонну штанг и штанговый глубинный насос. На участке нефтяной залежи отбирают нефть через одну оборудованную таким образом добывающую скважину. После выработки запасов участка пласта и обводнения добываемой продукции до 99,7% останавливают скважину. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование ранее перфорированных интервалов и установку в скважине цементного моста не выше переводника. При этом двухступенчатый манжетный пакер оказывается зацементированным. Проворачивают обсадную колонну. Обсадная колонна вывертывается из переводника и освобождается. Обсадную колонну поднимают из скважины. Организуют новый искусственный забой на глубине 815 м. С этой глубины бурят новый наклонный ствол скважины диаметром 215,9 мм в невыработанный участок пласта, отстоящий на 75 м от основного ствола скважины. Спускают ту же обсадную колонну, также снабженную хвостовиком, установленным с возможностью отделения, и с длиной, достаточной для перекрытия интервала продуктивного пласта. Дальнейшее оборудование скважины проводят, как и оборудовании основного ствола. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до обводненности добываемой продукции 99,7%.

После этого операции повторяют и переносят новый ствол скважины на новый участок, расположенный диаметрально противоположно предыдущему.

В результате удается максимально отобрать нефть из продуктивного пласта. Нефтеотдача залежи увеличивается на 3%.

Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу залежи.