Главная страница  |  Описание сайта  |  Контакты
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Патент Российской Федерации
Суть изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при вскрытии продуктивного пласта новых скважин, стимуляции и реанимации скважин на поздней стадии разработки, а также для увеличения приемистости нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта. Сущность изобретения: способ включает гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны и прорезание канала в цементном камне, отбор продукции через добывающую скважину и закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с последующим прорезанием канала в пласте, причем для ввода гидропескоструйного перфоратора в обсадную колонну предварительно вводят направляющий башмак, а после образования в обсадной колонне отверстия и канала в цементном камне вводят гибкий шланг высокого давления с гидроперфоратором. Он имеет две конические форсунки для выхода водопесчаной смеси. Перфоратор вращают на 180° для прорезания отверстия в обсадной колонне и канала в цементном камне. Выводят гибкий шланг с гидроперфоратором. Затем в отверстие в обсадной колонне и канал в цементном камне вводят гидроперфоратор с соплом-форсункой для образования фронтальных режущих струй и упорных реактивных струй. Этим обеспечивают продвижение перфоратора в фронтальном направлении и вынос отмытой породы в ствол скважины. При необходимости перфорацию повторяют в другом направлении и на другом уровне. 3 ил.
Поиск по сайту

1. С помощью поисковых систем

   С помощью Google:    

2. Экспресс-поиск по номеру патента


введите номер патента (7 цифр)

3. По номеру патента и году публикации

2000000 ... 2099999   (1994-1997 гг.)

2100000 ... 2199999   (1997-2003 гг.)
Номер патента: 2174591
Класс(ы) патента: E21B43/16, E21B43/112
Номер заявки: 2000120237/03
Дата подачи заявки: 01.08.2000
Дата публикации: 10.10.2001
Заявитель(и): Рахимов Инсаф Валеевич; Рахимов Ильгиз Инсафович
Автор(ы): Рахимов И.В.; Рахимов И.И.
Патентообладатель(и): Рахимов Инсаф Валеевич; Рахимов Ильгиз Инсафович
Описание изобретения: Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при вскрытии продуктивных пластов новых скважин, стимуляции и реанимации скважин на поздней стадии разработки, а также для увеличения приемистости нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления.
Известен способ разработки продуктивного пласта путем создания горизонтальных каналов во вновь прорезанных и существующих вертикальных скважинах (1).
Известен способ разработки продуктивного пласта, включающий пробуривание скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, бурение дополнительных стволов из ранее пробуренных добывающих скважин и отбор продукции через пробуренные дополнительные стволы (2).
Известный способ позволяет увеличить добычу нефти, однако является трудоемким в части определения расхода воды по горизонтальным стволам, а также значительная часть нефти не извлекается из залежи.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки продуктивного пласта, включающий гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны хотя бы одной скважины и прорезание канала в цементном камне, отбор продукции через добывающую скважину и закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с последующим прорезанием в пласте канала (3).
Известный способ позволяет увеличить добычу нефти, однако является более трудоемким, т. к. требует предварительного построения карт для определения скважин, в которых необходимо пробуривать дополнительные горизонтальные стволы.
Техническим результатом изобретения является создание способа, позволяющего увеличить нефтеотдачу пласта.
Необходимый технический результат достигается тем, что в способе разработки продуктивного пласта, включающем гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны хотя бы одной скважины и прорезание канала в цементном камне, отбор продукции через добывающую скважину и закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с последующим прорезанием в пласте канала, отличающийся тем, что гидропескоструйную перфорацию осуществляют путем ввода в обсадную колонну на заданную глубину направляющего башмака, закрепленного к подвеске насосно-компрессорных труб с последующим вводом в него гибкого шланга высокого давления с гидроперфоратором, имеющим две конические форсунки для выхода водопесчаной смеси, вращают гидроперфоратор на 180o для прорезания отверстия в обсадной колонне и канала в цементном камне, выводят гибкий шланг с гидроперфоратором из направляющего башмака, затем в отверстие в обсадной колонне и канал в цементном камне вводят гидроперфоратор с соплом-форсункой для образования фронтальных режущих струй и упорных реактивных струй, что обеспечивает продвижение перфоратора в фронтальном направлении и вынос отмытой породы в ствол скважины, после чего при необходимости процесс гидропескоструйной перфорации повторяют в другом направлении и на другом уровне.
При разработке нефтяных залежей значительные запасы нефти остаются в пласте по причине несовершенства способов вскрытия пласта или его эксплуатации. Заявленный способ реализуется следующим образом.
В процессе вскрытия продуктивного пласта при использовании в процессе ввода пробуренных скважин известными методами, в частности основанными на простреле зарядами обсадной колонны и цементного кольца, создаются нежелательные разрушающие условия для скважин. Метод гидропескоструйной перфорации основан на использовании кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадки специального перфоратора и направленной на стенку скважины. За короткое время струя жидкости с песком образует отверстие в обсадной колонне и канал в цементном камне. Жидкость с песком подают к насадкам перфоратора по колонне насосно-компрессорных труб насосами, установленными у скважины. Этот способ вскрытия пласта применяют как на новых скважинах, вышедших из бурения, так и в эксплуатирующихся скважинах с целью увеличения их производительности.
Однако перфорация обсадной колонны и прорезание канала в цементном камне известными методами недостаточны для более полного извлечения нефти. Образование каналов в пласте (в том числе горизонтальных) позволяет снизить затраты на добычу нефти, увеличить темпы отбора нефти, текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения.
Сущность заявленного способа заключается в том, что во вновь пробуренную или эксплуатируемую скважину на расчетный интервал в обсадную колонну спускают направляющий башмак 7 (см фиг. 1, 2, 3), навернутый через переходник 2 на конец подвески насосно-компрессорных труб. Для прорезания бокового отверстия в обсадной колонне и цементном камне во внутрь НКТ спускают гибкий высоконапорный шланг 5, который заканчивается пескоструйным режущим инструментом, например соплом 10. Инструмент 10 представляет из себя кинематически уравновешенный аппарат, заканчивающийся двумя коническими форсунками для выхода водопесчаной смеси.
Спуск и подъем, а также вращение на 180o по оси гибкого шланга осуществляют с полуприцепа с барабаном и измерителем глубины, а подачу водопесчаной смеси осуществляют насосом высокого давления, оборудованным инжектором. Давление на выходе насоса высокого давления не менее 2000 атм.
После прорезания отверстия гибкий шланг с пескоструйным режущим инструментом-соплом 10 поднимают на поверхность. На конец гибкого шланга насаживают сопло-форсунку 11 и спускают обратно в скважину.
Сопло-форсунка через направляющий башмак попадает в прорезанное отверстие и после включения насоса высокого давления начинает прорезать горизонтальный канал 9 в продуктивном пласте 15. Благодаря наличию отверстий 13 сопло-форсунка образует фронтальные режущие струи, а благодаря наличию боковых отверстий 14 - упорные реактивные струи, что обеспечивает продвижение перфоратора в фронтальном направлении и при этом вынос отмытой породы в ствол скважины. Удаление избытка рабочей жидкости осуществляют через отверстие 16 на устье скважины.
Расчетами и экспериментально установлено, что прорезанные в пласте каналы (в том числе горизонтальные) эффективно работают при длине не более 15 метров, что достигается заявленной технологией.
Описание примера осуществления способа.
Пример 1 (по прототипу).
Осуществляют вскрытие продуктивного пласта Байданкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 16%, средняя проницаемость 0,646 мкм2, нефтенасыщенность 60,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 1100 м, средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м, начальное пластовое давление 9,5 МПа, пластовая температура 27oC. Параметры пластовой нефти: плотность 940 кг/м3, вязкость 67 МПа•с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 8 м3/г, содержание серы 3,8%.
На залежи пробуривают скважины, осуществляют перфорацию обсадной колонны гидроперфоратором, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, пробуривание на заданной глубине дополнительных каналов в скважине, отбор продукции через дополнительно прорезанные каналы (в том числе горизонтальные). Пример 2 (по заявляемому способу) проводят аналогично примеру 1. В пробуренных скважинах при вскрытии пласта для осуществления перфорации в требуемом интервале продуктивного пласта в обсадную колонну 1 опускают направляющий башмак 7.
Направляющий башмак 7 имеет внутри канал под углом 90o для придания нужного направления режущему инструменту и сопло-форсунке, и устанавливают так, чтобы его можно было вращать внутри обсадной колонны 1 для установки в нужное положение для прорезания горизонтальных каналов.
Работа по прорезанию горизонтальных каналов проводят в два этапа.
На первом этапе в скважину через НКТ и направляющий башмак вводят гибкий шланг высокого давления, заканчивающийся пескоструйным режущим инструментом 10. Посредством насоса высокого давления через инжектор подают водопесчаную смесь и прорезают отверстие в обсадной колонне.
На втором этапе на конце гибкого шланга высокого давления спускают сопло-форсунку, которое вводят через направляющий башмак в прорезанное отверстие и в продуктивном пласте 15 прорезают канал 9 длиной около 60 м. Затем направляющий башмак за верхний конец подвески НКТ можно повернуть на угол 90o и повторить процесс в другом направлении, далее можно прорезать другие отверстия в обсадной трубе в четырех направлениях на одном уровне или в четырех направлениях на других уровнях.
Гибкий шланг высокого давления с внутренним диаметром 12 мм выполнен из эластомерного материала и выдерживает внутренние давление жидкости до 2000 атм. Гибкий шланг высокого давления намотан на вращающийся барабан, установленный на отдельно стоящей платформе.
Насос высокого давления также установлен на самостоятельной платформе и имеет автономный привод. На выкидной линии насосной установки на байпасе смонтирована инжекторная установка для образования водопесчаной смеси. На место производства работ подвозят отдельно емкость с водой и необходимое количество откалиброванного песка и поверхностно-активных веществ (ПАВ). На втором этапе производства работ в воду добавляют, например, ПАВ от 1 до 5% весовых. ПАВ представляют из себя гидрофильные или гидрофобные вещества, в зависимости от характеристики продуктивных пластов.
Время прорезания отверстия через обсадную колонну и цементный камень составляет около 1 часа, а время прорезания канала от обсадной колонны на расстояние 60 метров составляет от 6 до 10 часов. После выполнения необходимого количества горизонтальных каналов в продуктивных пластах скважины гибкий шланг высокого давления с инструментом выводят из скважины и наматывают на барабан. Емкость с водой, накопители ПАВ, песка, платформы с насосом и барабаном и вспомогательное оборудование удаляют с устья скважины. Бригада подземного ремонта производит подъем колонны НКТ с башмаком, промывку забоя скважины и освоение скважины по регламенту.
Пример 3 (по заявляемому способу).
Разрабатывают нефтяную залежь Байданкинского месторождения со следующими характеристиками: пористость 16%, средняя проницаемость 0,646 мкм2, нефтенасыщенность 60,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта 1100 м, средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м, начальное пластовое давление 8,9 МПа, пластовая температура 25oC. Параметры пластовой нефти: плотность 960 кг/м3, вязкость 67 МПа•с, давление насыщения 1,8 МПа, газосодержание 5 м3/г, содержание серы 3,2%.
На залежи размещают скважины и ведут добычу нефти 20 лет до достижения обводненности 70%. По описанному в примере 2 способу осуществляют прорезание каналов в пласте, ведут дополнительно отбор продукта через прорезанные каналы в пласте.
В результате использования заявляемого способа дебит скважин увеличивают от 2 до 10 раз.
Источники информации
1. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений, Казань, Мониторинг, 1996, с. 172-183.
2. RU 2102588 C1, 20.01.1998.
3. RU 2153064 C1, 20.07.2000.
Формула изобретения: Способ разработки продуктивного пласта, включающий гидропескоструйную перфорацию обсадной колонны хотя бы одной скважины и прорезание канала в цементном камне, отбор продукции через добывающую скважину и закачку рабочего агента через нагнетательную скважину с последующим прорезанием в пласте канала, отличающийся тем, что гидропескоструйную перфорацию осуществляют путем ввода в обсадную колонну на заданную глубину направляющего башмака, закрепленного к подвеске насосно-компрессорных труб с последующим вводом в него гибкого шланга высокого давления с гидроперфоратором, имеющим две конические форсунки для выхода водопесчаной смеси, вращают гидроперфоратор на 180° для прорезания отверстия в обсадной колонне и канала в цементном камне, выводят гибкий шланг с гидроперфоратором из направляющего башмака, затем в отверстие в обсадной колонне и канал в цементном камне вводят гидроперфоратор с соплом-форсункой для образования фронтальных режущих струй и упорных реактивных струй, что обеспечивает продвижение перфоратора в фронтальном направлении и вынос отмытой породы в ствол скважины, после чего, при необходимости, процесс гидропескоструйной перфорации повторяют в другом направлении или на другом уровне.