Специалисты компании «Татнефть» стали лауреатами губкинской премии. Рахманов айрат рафкатович татнефть


Специалисты компании «Татнефть» стали лауреатами губкинской премии

Специалисты компании «Татнефть» стали лауреатами премии имени академика И.М. Губкина — высшей отраслевой общественной наградой за лучшие научно-исследовательские, проектные и конструкторские работы в области нефтяной, газовой и нефтегазоперерабатывающей промышленности. Среди лауреатов премии за 2014 год - 22 специалиста ОАО «Татнефть».

Премия имени академика И.М. Губкина учреждена Центральным правлением Научно-технического общества нефтяников и газовиков им. академика И.М. Губкина и присуждается раз в два года с целью поощрения за лучшие научно-исследовательские, проектные и конструкторские работы, представляющие значительный интерес для теории и практики нефтяной и газовой промышленности и строительства предприятий этих отраслей. Данные проекты способствуют ускорению технического прогресса, росту эффективности производства, улучшению качества продукции и работ, а также повышению надежности и безопасности эксплуатации производства и решению комплексных экологических проблем.

Представленные на суд жюри проекты охватывали тематику практически всех технологических направлений газовой и нефтяной отрасли — от геологии, бурения, разработки месторождений до транспортировки углеводородного сырья и его переработки. Участвовавшие в конкурсе проекты в основном являются серьёзными научно-техническими разработками, выполненными на уровне изобретений (защищены российскими патентами) и внедрёнными в производство в нефтяных и газовых регионах с достижением значительного экономического эффекта.

Постановлением Президиума Межрегиональной общественной организации научно-технического общества имени академика И.М. Губкина звание лауреата премии имени академика И.М. Губкина присвоено:

- за научно-практическую работу «Совершенствование технологии поиска и разведки рукавообразной нефтяной залежи»: Хисамову Раису Салиховичу – главному геологу – заместителю генерального директора ОАО «Татнефть», Мусаеву Гайсе Лемиевичу – заместителю начальника геологического отдела НГДУ «Елховнефть», Ториковой Любови Ивановне – ветерану нефтяной промышленности, работавшей начальником геологического отдела НГДУ «Елховнефть»;

- за научно-практическую работу «Технологический комплекс стимуляции продуктивности карбонатных коллекторов Республики Татарстан»: Рахманову Рафкату Мазитовичу – заместителю генерального директора по ремонту, бурению скважин и повышению нефтеотдачи пластов ОАО «Татнефть», Исмагилову Фанзату Завдатовичу – начальнику управления по ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов ОАО «Татнефть», Ханнанову Рустэму Гусмановичу – главному геологу НГДУ «Бавлынефть», Подавалову Владлену Борисовичу – начальнику технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть», Морозову Павлу Георгиевичу – заместителю начальника технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть», Мусабирову Мунавиру Хадеевичу  – заведующему лабораторией обработки призабойной зоны пласта и водоизоляционных работ отдела эксплуатации и ремонта скважин ТатНИПИнефть, Яртиеву Амуру Физюсовичу – заведующему сектором экономики разработки месторождений и добычи нефти отдела экономики ТатНИПИнефть;

- за научно-практическую работу «Использование высокотемпературной воды после подготовки сверхвязкой нефти для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на нефтяном месторождении»: Салихову Илгизу Мисбаховичу – начальнику НГДУ «Нурлатнефть», Сайфутдинову Марату Ахметзиевичу – главному геологу НГДУ «Нурлатнефть», Кормухину Владимиру Александровичу – начальнику технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Нурлатнефть», Рахматуллину Ринату Рахимзяновичу – начальнику производственной службы по поддержанию пластового давления НГДУ «Нурлатнефть»;

- за научно-практическую работу «Устройство для измерения дебита нефтяной скважины»: Шигапову Азату Фатыховичу – начальнику технического отдела НГДУ «Нурлатнефть»;

- за научно-практическую работу «Обеспечение роста добычи нефти на поздней стадии разработки объектов НГДУ «Альметьевнефть» за счет повышения эффективности регулирования процессов нефтеизвлечения»: Тазиеву Миргазияну Закиевичу – начальнику НГДУ «Альметьевнефть»,  Рахманову Айрату Рафкатовичу – главному инженеру – первому заместителю начальника по производству НГДУ «Альметьевнефть», Гумарову Нафису Фаритовичу – главному геологу НГДУ «Альметьевнефть», Ганиеву Булату Галиевичу – начальнику технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Альметьевнефть», Газизуллину Иреку Хусаиновичу – заместителю начальника управления по экономике – главному экономисту НГДУ «Альметьевнефть», Фасхутдинову Руслану Рустямовичу – заместителю начальника геологического отдела НГДУ «Альметьевнефть», Хусаинову Руслану Фаргатовичу – ведущему инженеру технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Альметьевнефть».

www.evening-kazan.ru

способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины - патент РФ 2412333

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при ликвидации негерметичности обсадной колонны в скважине, изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине. В способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины ведут последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция. Между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды. Водный раствора хлорида кальция используют плотностью 1,30-1,38 г/см3. Соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3. Количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2. Продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3. Промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 , проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов. Перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды. После закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см 3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 часов. Технический результат - повышение надежности способа восстановления герметичности.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при ликвидации негерметичности обсадной колонны в скважине, изоляции водопритоков и межпластовых перетоков в скважине.

Известен способ восстановления герметичности заколонного пространства путем закачки в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения [Авторское свидетельство СССР № 1138479, опубл. 07.02.1985].

Данный способ позволяет ликвидировать негерметичность заколонного пространства, но он мало эффективен при использовании его на трещиноватых коллекторах и пластах, сложенных слабосцементированными песчаниками, и имеющих чрезвычайно высокую проницаемость.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн, включающий закачку в зону изоляции минерального вяжущего и жидкости отверждения. В качестве минерального вяжущего закачивают жидкое стекло, а в качестве жидкости отверждения используют водный раствор хлористого кальция, причем закачку этих реагентов в скважину производят одновременно раздельно, до образования геля, затем дополнительно создают блокирующую оторочку Продуктом 119 - 204 с последующим докреплением цементным раствором (Патент РФ № 2116432, опубл. 27.07.98 г. - прототип).

Известный способ не всегда обеспечивает полное восстановление герметичности вследствие того, что жидкое стекло и водный раствор хлористого кальция, закачиваемые двумя большими объемами, не полностью перемешиваются в порах околоскважинной зоны и не по всему объему создают прочный и плотный камень.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины.

Задача решается тем, что в способе восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины, включающем последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, согласно изобретению, первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция, между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды, в качестве водного раствора хлорида кальция используют раствор плотностью 1,30-1,38 г/см3, соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3, количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2, продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 , промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов, перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды, после закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину в технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 часов.

Сущность изобретения

Основными причинами нарушения герметичности являются: низкое качество цементирования, отсутствие сцепления цементного камня с обсадной колонной, глушение скважин при давлениях выше давлений опрессовки, разгерметизация в муфтовых соединениях, особенно в интервалах интенсивного набора кривизны, коррозия металла и другие технологические причины. Перфорация также приводит к разрушению обсадных колонн и к ухудшению состояния цементного кольца. После опрессовки обсадной колонны, как правило, наблюдается нарушение ее контакта с цементом. При этом наибольшие нарушения контакта отмечены в интервалах пластов с высокой проницаемостью и кавернами. Часто интервалы нарушений герметичности эксплуатационных колонн находится на глубинах, где залегают высокопроницаемые водонасыщенные песчаники. В связи с этим и приемистость скважин в интервалах негерметичности оказывается чрезвычайно высока.

По этой причине успешность ремонтно-изоляционных работ традиционными методами - закачкой цементных растворов, глинистого раствора, водоизолирующих композиций весьма низкая и в большинстве случаев не превышает 50%.

Применение для восстановления герметичности закачки в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором так же не всегда приводит к надежному восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины вследствие недостаточной перемешиваемости компонентов в порах околоскважинной зоны, что не приводит к созданию по всему объему околоскважинной зоны прочного и плотного камня. В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины. Задача решается следующим образом.

Основным заканчиваемым реагентом является жидкое стекло. Для проведения работ используют низкомодульное жидкое стекло, выпускаемое по ГОСТ 13078-81 "Стекло натриевое жидкое". При необходимости плотность жидкого стекла возможно регулировать добавлением пресной воды.

В качестве отверждающей жидкости используется водный раствор хлористого кальция плотностью 1,30-1,38 г/см 3 (хлорид кальция ГОСТ 450-77). При взаимодействии водных растворов силиката натрия и хлористого кальция, заканчиваемых в виде раздельных потоков, в околоскважинной зоне образуется устойчивый, объемный осадок геля кремниевой кислоты и силиката кальция. Высокая фильтруемость компонентов позволяет производить закачку при пониженных давлениях нагнетания 2-10 МПа.

Способ реализуется следующим образом.

По геофизическим данным выявляют место негерметичности колонны, излучают качество цементного камня за колонной.

Из эксплуатационной скважины извлекают оборудование, производят промывку забоя, установку пакера выше интервала перфорации. В скважину в заданный интервал спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером (обычно на 10-15 м выше интервала негерметичности).

До начала закачки реагентов уточняют приемистость интервала негерметичности. Закачивают оторочку пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3 , оторочку жидкого стекла в объеме 2-4 м3, оторочку пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3, оторочку водного раствора хлористого кальция в объеме 1-3 м3. Далее цикл закачки оторочки пресной воды, оторочки жидкого стекла и оторочки водного раствора хлористого кальция повторяют. Суммарный объем водного раствора хлорида кальция и жидкого стекла должен составить 10-20 м3. Между оторочками необходимо закачивать буфер из пресной воды в объеме 0,1-0,5 м3. Соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3. Количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2. Продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью. В качестве технологической жидкости используют воду плотностью 1,00-1,18 г/см3. Промывают скважину технологической жидкостью, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 часов для схватывания смеси жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция. Закачивают буферную оторочку пресной воды, закачивают цементный раствор в объеме 1 до 15 м3. Продавливают цементный раствор технологической жидкостью, промывают скважину технологической жидкостью и проводят технологическую выдержку в течение 24 - 48 часов для схватывания и твердения цемента. Снимают пакер на колонне насосно-компрессорных труб, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, удаляют пакер над интервалом перфорации, разбуривают цементный мост в интервале негерметичности, промывают скважину и запускают ее в работу.

Пример конкретного выполнения

Восстанавливают герметичность эксплуатационной колонны скважины inh iuodo НГДУ «Альметьевнефть».

Нарушение эксплуатационной колонны отмечено на глубине 1375 м. Приемистость нарушения 288 м3/сут. При давлении 3,2 МПа удельная приемистость нарушения q=3,75 м3/час*МПа.

Разобщают скважину выше интервала перфорации и ниже нарушения постановкой пакера на глубине 1390 м. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб, низ которой оборудован пакером разбуриваемой конструкции с обратным клапаном и узлом расстыковки, пакер располагают на глубине 1340 м.

Последовательность работ: продавливают по колонне насосно-компрессорных труб в интервал негерметичности 0,3 м3 пресной воды, 1,5 м3 водного раствора хлорида кальция плотностью 1,35 г/см3 , 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 3 м3 жидкого стекла, 0,3 м3 пресной воды, 1,5 м3 водного раствора хлорида кальция, 0,3 м3 пресной воды, 4,2 м3 технологической жидкости плотностью 1,05 г/см3. Отстыковывают колонну насосно-компрессорных труб от пакера, обратный клапан на пакере при этом закрывается под воздействием избыточного давления в подпакерном пространстве. Проводят обратную промывку технологической жидкостью плотностью 1,05 г/см3 в объеме 6 м3 . Проводят технологическую выдержку в течение 4 часов. Закачивают в колонну насосно-компрессорных труб 0,23 пресной воды, 3,5 м3 цементного раствора. Состыковывают колонну насосно-компрессорных труб с пакером и продавливают 2,69 м 3 цементного раствора, 0,2 м3 пресной воды, 3,85 м3 технологической жидкости плотностью 1,05 г/см 3. Отстыковывают колонну насосно-компрессорных труб от пакера, обратный клапан на пакере при этом закрывается под воздействием избыточного давления в подпакерном пространстве. Промывают скважину 6 м3 технологической жидкости, поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб, проводят технологическую выдержку в течение 24 часов, спуском долота с винтовым забойным двигателем на колонне насосно-компрессорных труб удаляют разбуриваемый пакер и цементный мост в интервале нарушения и пакер разобщения скважины ниже места негерметичности, запускают скважину в работу.

В результате удается полностью устранить нарушение и обеспечить герметичность эксплуатационной колонны скважины. Серия работ на скважинах по предложенному способу показала 100%-ную успешность работ. Проведение работ по прототипу в 20% случаев приводит к необходимости повторения изоляционных мероприятий.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения надежности работы по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны скважины.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины, включающий последовательную закачку в зону изоляции жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция с последующим докреплением цементным раствором, отличающийся тем, что первоначально закачивают оторочку пресной воды, закачку жидкого стекла и водного раствора хлористого кальция ведут оторочками, начиная с оторочки водного раствора хлористого кальция, между каждой оторочкой закачивают буферную оторочку пресной воды, в качестве водного раствора хлорида кальция используют раствор плотностью 1,30-1,38 г/см3 , соотношение объемов водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла в оторочках устанавливают от 1:1 до 1:3, количество оторочек водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла назначают не менее 2, продавливают оторочки водного раствора хлористого кальция и жидкого стекла технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, проводят технологическую выдержку в течение 2-4 ч, перед закачкой цементного раствора закачивают буферную оторочку пресной воды, после закачки цементного раствора продавливают цементный раствор технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3, промывают скважину технологической жидкостью плотностью 1,00-1,18 г/см3 и проводят технологическую выдержку в течение 24-48 ч.

www.freepatent.ru

способ разработки нефтяного месторождения - патент РФ 2540718

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Технический результат - упрощение анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. По способу определяют фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Устанавливают зависимость забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик. Определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений. Осуществляют закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания. При этом, нагнетательные скважины оснащают индивидуальными средствами замера расхода жидкости. Добывающие скважины оснащают датчиками замера нагрузки на насосное оборудование. Осуществляют архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины. Сравнивают наложением графики по нагнетательным и добывающим скважинам. Определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Коэффициенты ранжируют и выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5. По этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины. Проводят водоизоляционные работы либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи. При стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. При этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и определяют непроизводительные закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий раздельную закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и совместный отбор продукции через добывающие скважины. Перед эксплуатацией определяют фильтрационно-емкостные характеристики каждого пласта в отдельности. Затем строят графические зависимости от их величины забойного давления нагнетания и пластового давления. По полученным зависимостям определяют интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений для каждого из пластов. При эксплуатации производят раздельную закачку и совместный отбор продукции на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Способ позволяет сократить эксплуатационные затраты за счет снижения непроизводительной закачки из-за предотвращения прорывов закачиваемой воды к забою добывающих скважин, увеличить текущие отборы за счет повышения дебитов скважин, повысить коэффициент нефтеизвлечения (Патент РФ № 2072031, кл. Е21В 43/20, опублик. 1997.01.20).

Недостатком известного способа является трудная осуществимость оптимальных забойных и пластовых давлений, а следовательно, и недостаточно высокая нефтеотдача залежи.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивного пласта, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора. Каждую нагнетательную и добывающую скважину снабжают датчиками забойного давления, не реже одного раза в сутки замеряют забойные давления во всех скважинах и вычисляют пластовое давление вблизи скважин остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддерживают в пласте оптимальное с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластовое давление. При этом планируют остановки скважин для ремонта и одновременно проводят мероприятия по поддержанию пластового давления на участке разработки вне зависимости от его изменения в процессе ремонта скважины (Патент РФ № 2336413, опублик. 2008.10.20 - прототип).

Известный способ воспроизводим на небольшой площади и непродолжительное время вследствие больших материальных затрат на забойные датчики с телеметрией на поверхность и больших трудностей организационного характера, вызванных каждодневным съемом и обработкой информации с датчиков, пока еще не автоматизированным и не компьютеризированным способом. При таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей.

В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи месторождения.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, согласно изобретению проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости и оснащение добывающих скважин датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени, на карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин, по каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график зависимости расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины, по добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график зависимости нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины, сравнивают наложением 2 графиков по нагнетательным и добывающим скважинам, определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин, при полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину, при полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени, при частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени, при полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину, рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют, выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности, при высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины, при коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

Сущность изобретения

Анализ разработки нефтяного месторождения является определяющим в ряду мероприятий по сокращению обводненности добываемой продукции и повышению нефтеотдачи месторождения. Существующие технические решения сложны и требуют для осуществления привлечения большого числа специалистов и техники, обводненность добываемой продукции остается на высоком уровне, невысока конечная нефтеотдача месторождения. В предложенном изобретении решается задача упрощения анализа разработки и сокращение материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижение обводненности добываемой продукции и увеличение нефтеотдачи месторождения. Задача решается следующим образом.

Характерной особенностью поздней стадии разработки является возрастание доли запасов слабопроницаемых коллекторов, высокая обводненность, разобщенность запасов. В этих условиях проводимые геолого-технические мероприятия, в основном, направлены на вовлечение слабодренируемых и глинистых коллекторов, доля добычи нефти по которым растет. Именно на поздней стадии разработки увеличивается значение управления процессами нефтеизвлечения и, соответственно, необходимости активного развития технологий управления закачкой на основании оперативной информации по конкретным параметрам разработки отдельных участков с использованием гидропроводности, пьезопроводности межскважинных интервалов, скоростей и направлений фильтрации флюидов. Внедрение автономных приборов с выводом информации технологу и геологу позволяет в оперативном режиме контролировать режим работы скважин, определять направление воздействия нагнетательных скважин и соответственно оптимизировать пластовое давление, регулировать ход нефтевытеснения в различных коллекторах и отдельных участках. Увеличение или сокращение объемов закачки воды и отборов жидкости на участке в оперативном режиме позволяет оптимально использовать ресурсы системы поддержания пластового давления, достичь эффективного нефтевытеснения на маломощных, слобопроницаемых коллекторах. При этом имеется огромный объем оперативной информации, поступающей с контрольно-измерительных приборов и автоматики для анализа и принятия управленческих решений по разработке. Система телеметрии, например, на опытном участке 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения, состоящем из 107 добывающих и 103 нагнетательных скважин, фиксирует до 1 млн событий в сутки. В этих условиях технологическая и геологическая службы цеха добычи нефти и газа большую часть информации физически не успевает обработать.

В такой ситуации вручную довольно сложно выявить зависимость изменения режима работы нагнетательной скважины на добывающую. На практике, для выработки знания о взаимовлиянии необходима длительная остановка закачки и частый контроль за давлением на добывающей скважине, что занимает много времени и может быть неприемлемо для объемов добычи нефти. Необходимы методы математического анализа поступающего массива данных с приборов учета и датчиков на каждой скважине для выявления корреляции отдельных групп параметров, в том числе на очень малых временных интервалах, с фиксацией реакции даже на очень слабые и кратковременные сигналы.

Поэтому без применения программных средств оперативного анализа, математической обработки данных телеметрии с целью удобства ее восприятия, визуализации, ранжирования наиболее важной ее части и выработки решений эффективность разработки не достичь.

В предложенном способе при разработке нефтяного месторождения проводят определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления. При этом проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости, позволяющими при известных параметрах траектории проходки скважины рассчитывать забойное давление в режиме нагнетания, и оснащение добывающих скважин, эксплуатирующихся датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, например, для скважин с штанговыми глубинными насосами датчиками замера нагрузки на штанговую колонну в точке подвеса штанг, показания которого при известных параметрах штанг и добываемой жидкости позволяют расчетным путем определить давление на приеме насоса с дальнейшей оценкой состояния забойного давления и вычисление пластовых давлений вблизи скважин, архивацию и усреднение до суточных величин показаний, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени. На карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин. По каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, а каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - расход по нагнетательной скважине, х - время работы скважины. По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, а каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - время работы добывающей скважины, х - нагрузка на насосное оборудование, например, на головке балансира штангового глубинного насоса. Сравнивают графики их наложением, по нагнетательным и добывающим скважинам определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин. При полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину. При полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени. При частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени. При полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину. Рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют. Выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности. При высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. При коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны. Непроизводительную закачку в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны ликвидируют.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают нефтяное месторождение со следующими характеристиками: глубина1200-1850 м, пластовое давление 9,0-22,5 МПа, пластовая температура 12-52°С, пористость 0,12-0,28 д.ед., проницаемость 50-1500 мДарси, нефтенасыщенность 50-95%, вязкость нефти в пластовых условиях 3-90 мПа*с, плотность нефти 820-900 кг/м3. Текущая средняя обводненность добывающих скважин по объекту составляет 40-96%. Средний текущий дебит добывающих скважин составляет по жидкости 10-40 м3/сут. Средняя текущая приемистость нагнетательных скважин составляет 20-100 м3/сут. Достигнутый текущий коэффициент нефтеотдачи составляет 0,2-0,5, расчетный конечный коэффициент нефтеотдачи составляет 0,53.

На залежи оконтуривают участок разработки, представленный на фиг.1. На фиг.1 приняты следующие обозначения: 1 - нагнетательные скважины, 2 - добывающие скважины.

Геологическая характеристика объекта: рассматриваемый участок является элементом кыновского горизонта юго-восточной части 3 блока Березовской площади, расположенный на границе со вторым блоком и как отдельное геологическое тело не обособляется. Коллектор представлен неоднородными породами, изменяющими состав по простиранию от песчаников до алевролитов. По разрезу пласт представлен одним пластом толщиной до 3 м или расчлененным на 2 пропластка толщиной 1-1,8 м каждый, разделенные глинистым прослоем толщиной до 1,5 м.

Характеристика работы фонда скважин на участке на рассматриваемом элементе залежи расположены 2 нагнетательные скважины 1 и 7, оказывающие влияние на темп разработки. Участок характеризуется крайне неравномерными распределениями пластового давления и обводненности добываемой продукции. Для скважин № 2 и 3 среднее пластовое давление составляет Рпл=10,8 МПа при обводненности 10%, для скважин № № 4, 5 среднее пластовое давление находится на уровне 15,0 МПа, а обводненность варьируется от 10 до 80%. Приемистость скважины № 1 составляет 80 м3/сут, скважины № 7-50 м3/сут при устьевом давлении Ру=12,0 МПа на пластовой девонской воде из системы межскважинной перекачки. Все добывающие скважины оснащены контроллерным оборудованием фирмы Lufkin и эксплуатируются штанговыми глубинными насосами с диаметром 27-44 мм. При этом режим их работы различен: скважины № № 2, 3 работают в режиме откачки с заданным забойным давлением, останавливаясь по уставке наполнения насоса по динамограмме режим "PocControl"; скважины № № 4, 5 эксплуатируются в режиме "timer" с фиксированным, установленным специалистом промысла в ручном режиме, временем работы и накопления в каждом цикле. Выбор режима в пользу "timer" обусловлен меньшим содержанием газа в добываемой продукции скважин и отсутствием влияния газа на динамограмму, что, в свою очередь, является основным условием эксплуатации скважины в режиме откачки. На всех добывающих скважинах произведен гидроразрыв пласта.

Зависимость величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик следующая: в скважинах, вскрывших заглинизированные коллекторы с коэффициентом глинистости Кгл >3, пластовое давление, как правило, пониженное <14 МПа ввиду низкой приемистости нагнетательных скважин, <50 м3/сут. Интервалы оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений следующие: нагнетание при давлении 9,0-14,0 МПа, в отдельных случаях до 18,0 МПа, пластовые давления в зоне отбора - 11,0-21,5 МПа. Нагнетательные и добывающие скважины снабжают датчиками давления типа "Метран" или "Кристалл", расходомером "Взлет-ППД" и датчиком нагрузки для ШГН фирмы "Lufkin". При существующей системе разработки не реже одного раза в сутки выполняют замер регистрируемых параметров со всех установленных приборов и датчиков во всех скважинах и вычисление пластовых давлений вблизи скважин. Проводят закачку рабочего агента - пластовой воды через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального сточки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления.

Однако при таком анализе и мероприятиях разработка залежи остается на невысоком уровне, обводненность добывающих скважин происходит опережающими темпами по сравнению с достигнутой нефтеотдачей. Для увеличения нефтеотдачи залежи и снижения обводненности добывающих скважин проводят ряд мероприятий.

На схеме месторождения оконтуривают объемный участок месторождения в пределах нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин (см. фиг.1). На фиг.1 представлены 1, 7- нагнетательные скважины, 2, 3, 4, 5, 6 - добывающие скважины, 8 - контур участка месторождения. По нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Данные (расход, м3/сут), замеренные 1 раз в 2 часа по скважине 1, следующие: 220, 230, 260, 280, 250, 250, 230, 240, 270, 260, 250, 250. Усредненное значение расхода за сутки составляет 250 м3/сут.

Каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - расход по нагнетательной скважине, х - время. Пример построения графика по скважине № 1 представлен на фиг.2. На фиг.2 линией обозначена кривая зависимости расхода от времени работы скважины.

По добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки. Данные (нагрузка на головке балансира, т) по добывающей скважине № 2 следующие: 10, 10, 10,5, 10, 9,5, 11, 11, 10, 10, 9, 9, 10.

Каждые 40 суток строят график y=f(x), где у - время работы добывающей скважины, х - нагрузка на головке балансира. Пример построения графика представлен на фиг.3. На фиг.3 линией способ разработки нефтяного месторождения, патент № 2540718 обозначена кривая зависимости времени работы скважины от нагрузки на головке балансира. Сравнивают наложением 2 графика по нагнетательным и добывающим скважинам (см. фиг.4). Определяют на одном и том же промежутке времени суток схожесть амплитуд по высоте колебания и расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин в течение суток.

На фиг.4 показано полное совпадение пиков графика для скважин 1 и 2. Делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 2.

На фиг.5 показано частичное совпадение пиков графика для скважин 1 и 3.Делают вывод о влиянии нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 3 через часть периода времени.

На фиг.6 показано полное несовпадение пиков графика для скважин 1 и 4. Делают вывод о влиянии через период времени

На фиг.7 показано полное отсутствие пиков графика для скважин 1 и 5. Делают вывод об отсутствии влияния нагнетательной скважины 1 на добывающую скважину 5.

Аналогичные графики строят для прочих пар скважин нагнетательная - добывающая на других участках месторождения.

На основании графиков и рассчитывают условный коэффициент взаимовлияния скважин К от 1 до 0.

Расчет коэффициента схожести сигналов производят следующим образом. Выбирают группу скважин, в которой отмечается одна нагнетательная скважина, относительно которой рассчитываются коэффициенты схожести сигналов параметров работы скважин. Скважины с реальными координатами забоев размещают на плоскости в одномерной системе координат из условия, что расстояния между ними пропорциональны схожести их сигналов. Скважины с наиболее близкими «схожими» по амплитуде и периоду колебаний, возникающих в результате возмущения, созданного нагнетательной скважиной 1, располагают ближе друг к другу. Распределение скважин в одномерной системе координат производят с помощью нейросетевого анализа динамики параметров работы выбранных скважин. Мерой коэффициента «схожести» в диапазоне от 0 до 1 служит расстояние между скважинами в одномерной системе координат. Таким образом, коэффициент «схожести», косвенно характеризующий коэффициент взаимовлияния скважины 1 и скважин 2; 4; 6, равны 0,52; 0,445; 0,266 соответственно.

Коэффициенты ранжируют следующим образом: К=0,8-1 - максимальное влияние, К=0,5-0,8 - сильное влияние, К=0,1-0,5 - слабое влияние, К<0,1 - отсутствие влияния. Выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности. По скважине 2 наблюдается высокая динамика обводненности более 25% в течение 0,5 года. Отключают или частично ограничивают закачку на 50% через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины. Для скважины 5 коэффициент схожести сигнала скважин менее 0,1. Делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин. Проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонную циркуляцию или нарушение герметичности эксплуатационной колонны методами радиометрии, термометрии и опрессовки колонны и зумпфа. Проводят работы, направленные на ликвидацию заколонной циркуляции и нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

В результате удается снизить обводненность добываемой продукции с текущего значения 65 до 62%. Расчет конечной нефтеотдачи свидетельствует о повышении нефтеотдачи участка месторождения в результате комплекса мероприятий на величину до 0,001 д.ед.

Таким образом, предложенное техническое решение позволяет снизить обводненность добываемой продукции, повысить нефтеотдачу залежи при упрощении анализа разработки и сокращении материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения.

Применение предложенного способа позволит решить задачу упрощения анализа разработки и сокращения материальных затрат и трудозатрат на анализ разработки нефтяного месторождения, снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи месторождения.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, установление зависимости величины забойного давления нагнетания и пластового давления от фильтрационно-емкостных характеристик, определение интервалов оптимальных давлений нагнетания и пластовых давлений, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины на режимах фильтрации, соответствующих оптимальным значениям давления нагнетания, и пластовых давлений между зонами закачки и отбора, остановкой закачки и отбора и/или изменением режимов работы скважин поддержание в пласте оптимального с точки зрения максимальной нефтеотдачи пластового давления, отличающийся тем, что проводят оснащение нагнетательных скважин индивидуальными средствами замера расхода жидкости и оснащение добывающих скважин датчиками замера нагрузки на насосное оборудование, архивацию и усреднение до суточных величин показаний датчиков, поступающих по системе телеметрии в режиме реального времени, на карте месторождения с координатами забоев скважин оконтуривают объемный участок месторождения с количеством скважин не менее 6 в пределах одного или нескольких продуктивных пластов с включением в контур добывающих и нагнетательных скважин, по каждой нагнетательной скважине замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график изменения расхода по нагнетательной скважине в зависимости от времени работы скважины, по добывающим скважинам замеряют данные 1 раз в 2 часа и усредняют 1 раз в сутки, каждые 40 суток строят график изменения нагрузки на насосное оборудование в зависимости от времени работы скважины, сравнивают наложением 2 графиков по нагнетательным и добывающим скважинам, определяют на одном и том же промежутке времени схожесть амплитуд по высоте колебания, расстоянию точек максимумов параметров расхода и времени работы добывающих скважин, при полном совпадении пиков графика делают вывод о прямом влиянии нагнетательной скважины на добывающую скважину, при полном несовпадении делают вывод о влиянии через период времени, при частичном совпадении делают вывод о влиянии через часть периода времени, при полном отсутствии пиков добывающей скважины в зависимости от пиков колебаний параметров работы нагнетательной скважины делают вывод об отсутствии влияния нагнетательных скважин на добывающую скважину, рассчитывают коэффициент взаимовлияния, представляющий собой коэффициент схожести сигнала скважин от 1 до 0 в зависимости от удаления и фильтрационно-емкостных свойств пласта, коэффициенты ранжируют, выбирают добывающие скважины с коэффициентами более 0,5, по этим скважинам анализируют динамику обводненности, при высокой динамике более 25% в течение 0,5 года отключают или частично ограничивают до 50% закачку через эти нагнетательные скважины, проводят водоизоляционные работы, либо потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи, при стабильной работе эксплуатируют добывающие скважины, при коэффициенте схожести сигнала скважин менее 0,1 делают вывод об отсутствии реагирования и незначительном взаимовлиянии скважин, при этом проводят дополнительные исследования нагнетательной скважины и выявление непроизводительной закачки в заколонное пространство или нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

www.freepatent.ru

способ заканчивания скважины - патент РФ 2490442

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты. В способе заканчивания скважины, включающем закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов в скважинах с открытыми стволами, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя, закачку в НКТ расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны НКТ и выдержку кислоты на реагирование (технология "кислотные ванны") [В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - с.62-64].

Недостатком способа является то, что кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной по глубине.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (Патент РФ № 2205950, опубл. 10.06.2003 - прототип).

Недостатки известного способа:

1. Закачка кислоты осуществляется в наиболее проницаемые участки, где происходит отмывание и реагирование с породой. После перемещения гидромониторной насадки на следующую «точку» путем подъема НКТ производится очередное воздействие. Соответственно интервал горизонтального ствола 50-70 м не подвергается качественной обработке, так как в промежуточных интервалах воздействие оказывается кислотой со сниженными реактивными способностями. Таким образом, участки, на которых не производилось гидромониторное воздействие, практически остались не обработанными. Кроме того, данные участки в верхней части блокируются всплывшей нефтью, что приводит к преимущественной обработке нижней части горизонтального ствола.

2. При переходе на следующую «точку» обработки необходимо поднять определенное количество НКТ. Чаще всего из-за разности удельных весов жидкости, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, скважина изливает, что в свою очередь требует промывки скважины для уравновешивания давления. Соответственно пласт подвергается неоднократному воздействию технологической жидкости перед каждым подъемом НКТ, что может привести к снижению фазовой проницаемости по нефти.

Все это снижает эффективность кислотной обработки скважины и приводит к пониженному дебиту.

В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, согласно изобретению, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, насадку размещают на забое ствола скважины, прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня, проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают НКТ и осваивают скважину.

Сущность изобретения

В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что активному воздействию кислоты подвергается лишь 3-4 участка (точки) ствола, а высвободившаяся из порового пространства нефть всплывает и блокирует верхнюю часть горизонтального ствола, что препятствует реакции кислоты с карбонатными породами. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты.

Для повышения эффективности обработок горизонтальных и многозабойных горизонтальных скважин предложено обработку проводить по технологии постоянного удаления (смывания) пленки нефти. Заявленный способ проводят в следующей последовательности.

В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу типа колтюбинг с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты закрывают на устье скважины межтрубную задвижку и продавливают раствор кислоты в пласт с продвижением гибкой безмуфтовой трубы к забою ствола скважины и со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Преимущественно используют ступенчатый режим, при котором от ступени к ступени увеличивают давление на 1,5-2,5 МПа при выдержке на каждой ступени 10-20 мин. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 3-4 часов. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа ориентировочно на глубину 600-800 м, прокачивают инертный газ, например, азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. В этот момент скважина оказывается частично заполнена нефтью в верхней части. В такую скважину спускать НКТ не представляется возможным из соображений безопасности работ. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти». В скважину задавливают объем воды глушения при давлении не более 6 МПа и выжидают, пока нефть всплывет к устью скважины через воду ориентировочно 10-15 мин. Стравливают нефть в емкость около скважины до давления в скважине 0,5-1,0 МПа. Вновь задавливают в скважину объем воды глушения, проводят технологическую выдержку и вновь стравливают всплывшую нефть. Операции повторяют до полного стравливания нефти и заполнения устья скважины водой. Спускают НКТ и осваивают скважину.

В результате удается достичь дебита скважины, превышающий дебит скважины, полученный по известной технологии.

Пример конкретного выполнения

Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр ствола 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью 5 м/мин при скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты 6 м/мин. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты закрывают на устье скважины межтрубную задвижку и продавливают раствор кислоты в пласт с продвижением гибкой безмуфтовой трубы к забою ствола скважины и со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 2 МПа - 15 мин, 4 МПа - 15 мин, 6 МПа - 15 мин и 8 МПа - 15 мин. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой в течение 3,5 часов. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа на глубину 700 м и прокачивают азот до появления азота на устье скважины. Давление в скважине снижено. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают кривую восстановления уровня. Скважина частично заполнена нефтью в верхней части. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды до 6 МПа - выдержка 10-15 мин - стравливание нефти до давления 0,5-1,0 МПа». Стравливают нефть в желобную емкость у скважины. Операции повторяют 6 раз. Добиваются полного стравливания нефти и заполнения устья скважины водой. Спускают НКТ и осваивают скважину.

В результате дебит скважины составил 17 м3/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям составляли 12 м3/сут.

Применение предложенного способа позволит обеспечить обработку всего горизонтального ствола скважины в режиме отмыва высвободившейся нефти, препятствующей контакту пород с кислотой. В конечном результате это позволит увеличить коэффициент продуктивности скважины.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ заканчивания скважины, включающий закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, отличающийся тем, что гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, насадку размещают на забое ствола скважины, прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня, проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу.

www.freepatent.ru


Смотрите также