RU2564722C1 - Method of operation of hydrocarbons reservoir - Google Patents
Method of operation of hydrocarbons reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2564722C1 RU2564722C1 RU2014133436/03A RU2014133436A RU2564722C1 RU 2564722 C1 RU2564722 C1 RU 2564722C1 RU 2014133436/03 A RU2014133436/03 A RU 2014133436/03A RU 2014133436 A RU2014133436 A RU 2014133436A RU 2564722 C1 RU2564722 C1 RU 2564722C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- filter
- well
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used during the entire period of operation from the initial stage to the final stage of development of massive and plastomassive deposits, underlain by bottom water actively introduced into the productive part of the formation.
Широко известны способы эксплуатации углеводородных залежей с применением горизонтальных скважин (ГС) [Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: Недра, 2001. - С. 78].Widely known methods of exploitation of hydrocarbon deposits using horizontal wells (GS) [Berdin TG Design of oil and gas field development using horizontal well systems. - M .: Nedra, 2001. - S. 78].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи.The disadvantage of this method is that when operating a reservoir with active bottom water, as the bottom water is introduced into the reservoir, the horizontal section of the wellbore is flooded and gas production ceases, resulting in the need to eliminate the well as a production object.
Из известных способов эксплуатации углеводородных залежей, близких к заявляемому, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее [Первые аспекты целесообразности применения горизонтальных скважин на газонефтяных месторождениях Украины / Бойко Р.Ф., Бойко B.C. - Ивано-Франковск, 1997. - С. 19].Of the known methods of operating hydrocarbon deposits close to the claimed one, there is a method that includes laying gas wells, perforating it [First aspects of the appropriateness of using horizontal wells in gas and oil fields of Ukraine / Boyko RF, Boyko B.C. - Ivano-Frankivsk, 1997. - S. 19].
Недостатком этого способа является то, что при эксплуатации залежи с активной подошвенной водой по мере внедрения в залежь подошвенной воды происходит обводнение горизонтального участка ствола скважины и прекращение добычи газа, приводящее к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи.The disadvantage of this method is that when operating a reservoir with active bottom water, as the bottom water is introduced into the reservoir, the horizontal section of the wellbore is flooded and gas production ceases, resulting in the need to eliminate the well as a production object.
Наиболее близким из известных способов эксплуатации углеводородных залежей к заявляемому, выбранным в качестве прототипа, является способ, включающий прокладку ГС, перфорацию ее [Пат. №2305755 РФ. E21B 43/00, 43/26, опубл. 10.09.2007].The closest known method of exploitation of hydrocarbon deposits to the claimed, selected as a prototype, is a method that includes laying a horizontal well, perforating it [Pat. No. 2305755 of the Russian Federation. E21B 43/00, 43/26, publ. 09/10/2007].
Недостатком этого способа является то, что он осуществляется только на завершающей стадии разработки залежи в зоне низкопроницаемых пород и не затрагивает все стадии разработки залежи, начиная от начальной стадии до заключительной. При этом перфорация ГС осуществляется гидравлическим разрывом пласта, что требует дополнительных затрат на его проведение.The disadvantage of this method is that it is carried out only at the final stage of reservoir development in the zone of low permeability rocks and does not affect all stages of reservoir development, from the initial stage to the final. In this case, the perforation of the hydraulic system is carried out by hydraulic fracturing, which requires additional costs for its implementation.
При существующих способах разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений повысить величину коэффициентов эксплуатации и конечного коэффициента нефтегазоотдачи не удается ввиду массового обводнения добывающих скважин, обусловленного поднятием и подтягиванием нефте- или газоводяного контакта к интервалам перфорации скважин через негерметичный цементный камень их заколонного пространства. В то же время для обеспечения проектных дебитов газа и нефти необходимо создать повышенные перепады давления внутри самого продуктивного пласта, что, в свою очередь, интенсифицирует приток пластовой воды в залежь, а также разрушение коллектора при падении пластового давления и увлажнение его внедряющейся пластовой водой.With the existing methods of developing and operating oil and gas fields, it is not possible to increase the value of the operating coefficients and the final oil and gas recovery coefficient due to the mass flooding of production wells caused by raising and pulling the oil or gas-water contact to the intervals of perforation of the wells through the leaky cement stone of their annulus. At the same time, in order to ensure the design gas and oil flow rates, it is necessary to create increased pressure drops inside the reservoir itself, which, in turn, intensifies the influx of formation water into the reservoir, as well as the destruction of the reservoir when the reservoir pressure drops and moisturizes it with the introduced formation water.
Дорогостоящие капитальные ремонты по ликвидации притока пластовых вод и промывке песчаных пробок в скважинах делают в конечном итоге добычу газа или нефти из такой залежи нерентабельной и приводят к необходимости ликвидации скважины как объекта добычи. Но увеличение только на один процент коэффициента эксплуатации и нефтегазоотдачи по таким месторождениям, как Медвежье, Уренгойское и Ямбургское, позволит дополнительно добывать углеводородное сырье в объеме более 100 млрд м3, что равносильно открытию нового месторождения.Expensive overhauls to eliminate the inflow of formation water and flushing sand plugs in wells ultimately make gas or oil production from such a deposit unprofitable and lead to the need to liquidate the well as a production facility. But an increase of only one percent in the coefficient of exploitation and oil and gas recovery in such fields as Medvezhye, Urengoyskoye and Yamburgskoye will make it possible to additionally produce hydrocarbon raw materials in the amount of more than 100 billion m 3 , which is equivalent to the discovery of a new field.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в обеспечении получения максимально возможной добычи газа или нефти из залежи углеводородов за весь период разработки.The challenge faced by the invention is to provide the maximum possible production of gas or oil from a hydrocarbon pool for the entire development period.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении продолжительности добычи газа или нефти из обводняющихся скважин, в повышении коэффициента эксплуатации и конечного коэффициента нефтегазоотдачи из залежи с минимальными затратами.Achievable technical result, which is obtained as a result of the invention, consists in increasing the duration of gas or oil production from waterlogged wells, in increasing the operating coefficient and the final coefficient of oil and gas recovery from the reservoir with minimal cost.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе эксплуатации залежи углеводородов, включающем прокладку горизонтальных скважин, перфорацию их, в отличие от прототипа при эксплуатации залежи углеводородов с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными участками ствола под углами соответственно 30-40 градусов и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным участком ствола, при этом вертикальный участок бурят до башмака кондуктора, перекрывающего многолетнемерзлые породы, первый наклонный участок под углом 30-40 градусов бурят до входа в продуктивный пласт, определенный проектом разработки, и обсаживают эксплуатационной колонной, второй наклонный участок под углом 45-60 градусов от вертикали, обсаженный хвостовиком-фильтром, бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше начального газо- или нефтеводяного контакта, горизонтальный ствол длиной 150-450 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту, в горизонтальном стволе размещен скважинный фильтр с выполненными в нем отверстиями, во внутренней полости эксплуатационной колонны размещена лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака скважинного фильтра, в процессе эксплуатации залежи углеводородов первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра по лифтовой колонне, а по мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса пластовой воды, перекрытия им от 50 до 80% отверстий скважинного фильтра проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта и перфорацию через эту колонну в газовой или нефтяной среде хвостовика-фильтра в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта, с последующей ликвидацией горизонтального участка ствола скважины, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора через гибкую трубу, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны, или перекрытия ствола мостовой пробкой, после этого продолжение эксплуатации залежи углеводородов на завершающих стадиях проводят путем отбора газа через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра по лифтовой колонне.The task and the technical result are achieved by the fact that in the known method of operating a hydrocarbon pool, including laying horizontal wells, perforating them, in contrast to the prototype, when operating a hydrocarbon pool with active bottom water at the initial stage, subhorizontal wells are drilled with vertical, two inclined sections of the well beneath angles respectively 30-40 degrees and 45-60 degrees from the vertical and the horizontal section of the trunk, while the vertical section is drilled to the conductor shoe, digging permafrost, the first inclined section at an angle of 30-40 degrees is drilled before entering the reservoir determined by the development project, and cased with a production casing, the second inclined section at an angle of 45-60 degrees from the vertical, cased with a filter shank, is drilled along the reservoir to a mark 20 m above the initial gas or oil-water contact, a horizontal well 150-450 m long is drilled along the productive formation parallel to the gas or oil-water contact, a borehole is located in the horizontal well filter with holes made in it, in the inner cavity of the production string there is an elevator string from tubing, lowered to the shoe of the well filter, during operation of a hydrocarbon pool, gas or oil is initially taken through the holes of the well filter through the tubing string, and as lowering the reservoir pressure and pulling to the horizontal portion of the wellbore the water cone of the produced water, overlapping them with 50 to 80% of the holes of the downhole filter, raise elevator columns to the top of the reservoir and perforation through this column in a gas or oil environment of the filter liner in the interval from the top of the reservoir to the head of the well filter, taking into account the placement of the lower perforations 10 m above the current gas or oil contact, with the subsequent elimination of horizontal section of the wellbore, for example, by pumping cement grout through a flexible pipe, lowered into the internal cavity of the elevator column, or by closing the bridge cork, after which the continued operation of the hydrocarbon deposits in the final stages is carried out by taking gas through the perforation holes of the filter shank along the lift column.
Отличительным признаком заявляемого изобретения является эксплуатация залежи углеводородов на всем ее жизненном цикле: с начальной стадии эксплуатации, когда подошвенная вода находится в покое, до завершающей стадии, когда подошвенная вода начинает внедряться в залежь, обводняя скважины. При этом возможность эксплуатации залежи на всем протяжении жизненного цикла связана с особенностями профиля добывающих скважин и их конструкции. Тем самым достигается единство заявляемого изобретения - эксплуатация залежи на всем протяжении жизненного цикла залежи от начальной стадии ее эксплуатации до заключительной. При этом каждый элемент технического решения не может существовать отдельно друг от друга, а вместе они образуют новое, ранее неизвестное техническое решение, что соответствует изобретательскому уровню.A distinctive feature of the claimed invention is the exploitation of a hydrocarbon deposit throughout its entire life cycle: from the initial stage of operation, when plantar water is at rest, to the final stage, when plantar water begins to penetrate into the reservoir, encircling the wells. At the same time, the possibility of exploiting the deposit throughout the entire life cycle is associated with the profile features of producing wells and their design. This ensures the unity of the claimed invention - the exploitation of deposits throughout the life cycle of the reservoir from the initial stage of its operation to the final. Moreover, each element of the technical solution cannot exist separately from each other, and together they form a new, previously unknown technical solution, which corresponds to the inventive step.
На фиг. 1 показана схема реализации заявляемого способа на начальной стадии эксплуатации залежи; на фиг. 2 - на стадии внедрения в залежь подошвенной воды и обводнения горизонтального участка ствола скважины; на фиг. 3 - на стадии ликвидации горизонтального участка ствола скважины путем спуска гибкой трубы до башмака скважинного фильтра; на фиг. 4 - на стадии ликвидации горизонтального участка ствола скважины в момент приподъема гибкой трубы и заполнения скважинного фильтра цементным тампонажным раствором; на фиг. 5 - на заключительной стадии эксплуатации залежи.In FIG. 1 shows a diagram of the implementation of the proposed method at the initial stage of operation of the reservoir; in FIG. 2 - at the stage of introduction of bottom water into the reservoir and irrigation of a horizontal section of the wellbore; in FIG. 3 - at the stage of elimination of the horizontal section of the wellbore by lowering the flexible pipe to the shoe of the well filter; in FIG. 4 - at the stage of liquidation of the horizontal section of the wellbore at the time of lifting the flexible pipe and filling the well filter with cement grout; in FIG. 5 - at the final stage of reservoir exploitation.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
В залежи с активной подошвенной водой, сложенной в верхней части низкопроницаемыми породами, а в нижней - рыхлыми высокопроницаемыми породами, на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным 1, двумя наклонными 2 и 3 под углами соответственно 30-40 и 45-60 градусов от вертикали и горизонтальным 4 участками ствола.In the reservoir with active bottom water, piled in the upper part with low permeability rocks, and in the lower part with loose high permeability rocks, at the initial stage subhorizontal wells are drilled with vertical 1, two inclined 2 and 3 at angles of 30-40 and 45-60 degrees from the vertical, respectively and horizontal 4 sections of the trunk.
Вертикальный участок ствола 1 (фиг. 1) бурят до башмака кондуктора 5, перекрывающего многолетнемерзлые породы 6. Такое размещение вертикального участка ствола 1, обсаженного кондуктором, с одной стороны, защищает многолетнемерзлые породы от растепления под воздействием температуры эксплуатирующейся скважины и предотвращает смятие кондуктора при обратном промерзании этих пород, а с другой стороны - обеспечивает возможность проведения надежного искривления ствола.The vertical section of the barrel 1 (Fig. 1) is drilled to the shoe of the
Первый наклонный участок ствола 2 бурят до входа в продуктивный пласт 7, определенный проектом разработки, сложенный низкопроницаемыми породами, и обсаживают эксплуатационной колонной 8. При прокладке ствола менее 30 градусов от вертикали велика вероятность попадания этого ствола в ствол рядом бурящейся на одном кусте скважины. При прокладке ствола более 40 градусов от вертикали велика вероятность непопадания этого ствола в заданную проектом разработки точку входа ствола в продуктивный пласт.The first inclined section of the
Второй наклонный участок ствола 3 бурят длиной 450-800 м по продуктивному пласту 7, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта 9, определенному проектом разработки с целью вскрытия необходимого для разработки интервала продуктивного пласта, и обсаживают хвостовиком-фильтром 10, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны 8 с помощью подвесного устройства 11. Верхняя часть хвостовика-фильтра 10 размещена в низкопроницаемых породах. Нижняя часть хвостовика-фильтра 10 представляет собой скважинный фильтр 12 с отверстиями 13. При прокладке второго наклонного участка ствола менее 45 градусов от вертикали велика вероятность попадания этого ствола мимо заданного проектом разработки интервала продуктивного пласта, в котором имеются запасы газа или нефти, в зону отсутствия данного продуктивного интервала, либо ниже продуктивного пласта. При прокладке ствола более 60 градусов от вертикали велика вероятность непопадания этого ствола в заданный проектом разработки интервал продуктивного пласта и невскрытия им продуктивного пласта, либо выше продуктивного пласта. Длина второго наклонного участка ствола выбирается в интервале 450-800 м, являющемся оптимальной величиной длины ствола, обеспечивающей приток газа или нефти из продуктивного пласта через перфорационные отверстия хвостовика-фильтра после обводнения нижней части залежи. При длине перфорированного участка менее 450 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит, и недостижения проектного объема добычи газа или нефти. При длине перфорированного участка более 800 м высока вероятность неполучения необходимого притока, а значит, и недостижения проектного объема добычи газа или нефти из-за быстрого подъема подошвенной воды и перекрытия ею нижних перфорационных отверстий хвостовика-фильтра.The second inclined section of the
Горизонтальный участок ствола 4 бурят по продуктивному пласту 7, сложенному рыхлыми высокопроницаемыми породами, склонными к обвалам и пескопроявлениям, параллельно газо- или нефтеводяному контакту 9 длиной 150-450 м, исходя из опыта эксплуатации горизонтальных стволов на данном месторождении с целью недопущения зашламованности ствола окружающими горными породами. В нем размещен скважинный фильтр 12 с выполненными в нем отверстиями 13, предотвращающий обвалы стенок скважины по причине разрушения рыхлых пород пласта. Прокладка горизонтального ствола 4 строго под углом в 90 градусов от вертикали практически невозможна, поэтому интервал разброса величин этого угла в пределах 80-90 градусов представляет собой оптимальный люфт, то есть возможный разброс этого угла. В случае отсутствия в горизонтальном стволе скважинного фильтра зашламованность горизонтального участка ствола из опыта эксплуатации в рыхлых породах составляет первоначально 200 м, а по мере добычи газа или нефти за счет обвалов стенок и выноса слабосцементированных пород зашламованность ствола увеличивается, а длина ствола уменьшается до 150 м или до полного перекрытия ствола. При наличии скважинного фильтра длину горизонтального участка можно увеличить до 400-450 м, но не до бесконечности. Со временем отверстия фильтра будут перекрыты породой и добыча газа или нефти прекратится.The horizontal section of the
Во внутренней полости эксплуатационной колонны 8 и хвостовика-фильтра 10 размещена лифтовая колонна 13 из насосно-компрессорных труб, спущенная до башмака 15 скважинного фильтра 12.In the inner cavity of the
В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия 13 скважинного фильтра 12 и транспортировку их на поверхность по лифтовой колонне 14. При этом зона дренирования 16 горизонтального участка ствола 4 образует достаточно большую зону по вертикали и горизонтали от газо- или нефтеводяного контакта до верхних слоев низкопроницаемых пород верхней части продуктивного пласта.During the operation of the reservoir, gas or oil is initially sampled through the
По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола 4 водяного конуса 17 пластовой подошвенной воды, перекрытия им отверстий 13 скважинного фильтра 12 на 50-80% его длины проводится приподъем лифтовой колонны 14 до кровли 18 продуктивного пласта 7 (фиг. 2). При перекрытии водяным конусом отверстий скважинного фильтра менее 50% его длины, как показывает практика, отбор газа или нефти несущественно сказывается на объеме их добычи, а при перекрытии им отверстий более 80% существенно сказывается на добыче нефти и газа, порою снижая объем добычи в два и более раза. Причем дальнейшее снижение числа неперекрытых отверстий скважинного фильтра ведет к прекращению добычи из обводняющейся скважины. Как показывает практика, некоторое незначительное снижение добычи позволяет провести работы по перфорации хвостовика-фильтра и восстановить потерю добычи.As the reservoir pressure decreases and the
После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра 10 второго наклонного участка ствола 3 спуском перфоратора (не показан) через лифтовую колонну 14 в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли 18 продуктивного пласта 7 до головы скважинного фильтра 12 с учетом размещения нижних перфорационных отверстий 19 на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта 20 (фиг. 2).After that, the perforation of the
Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола 4, например, путем закачивания цементного тампонажного раствора 22 через гибкую трубу 23, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны 14 до башмака 15 скважинного фильтра 12, или путем перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра 12 мостовой пробкой (не показано) (фиг. 3 и 4).Then, the flooded horizontal section of the
В случае спуска в скважину гибкой трубы 23 (фиг. 3) последующую операцию по ликвидации обводненного горизонтального участка ствола 4 проводят следующим образом: при медленном подъеме гибкой трубы 23 (фиг. 4) до головы скважинного фильтра 12 осуществляют закачивание в скважину цементного тампонажного раствора 22 с заполнением им внутренней полости скважинного фильтра 12.In the case of the descent of the flexible pipe 23 (Fig. 3) into the well, the subsequent operation to eliminate the flooded horizontal section of the
После завершения периода ожидания затвердевания цемента, определения прочности полученного цементного камня из скважины извлекают гибкую трубу 23 (фиг. 5).After the period of waiting for the solidification of the cement, determining the strength of the obtained cement stone, the
В случае перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра 12 мостовой пробкой последующую операцию по ликвидации обводненного горизонтального участка ствола 4 проводят следующим образом: после спуска в скважину мостовой пробки осуществляют ее установку, при этом ее фиксирующие и уплотнительные элементы крепят во внутренней полости хвостовика-фильтра 10 и герметизируют ствол скважины.In the event that the borehole is blocked above the head of the
Далее доспускают лифтовую колонну 14 до нижних перфорационных отверстий 19 хвостовика- фильтра 10 и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия 19 и транспортировку их на поверхность по лифтовой колонне 14. При этом зона дренирования 21 второго наклонного участка ствола 3 образует достаточную зону по вертикали и горизонтали от текущего газо- или нефтеводяного контакта 20 до кровли продуктивного пласта 7.Next, the
Реализация заявляемого изобретения устраняет те негативные обстоятельства, которые не позволяют повысить коэффициенты эксплуатации и конечной нефтегазоотдачи при разработке месторождения традиционными способами.The implementation of the claimed invention eliminates those negative circumstances that do not allow to increase the coefficients of operation and final oil and gas recovery during field development by traditional methods.
Во-первых, может быть обеспечена длительная эксплуатация залежи на всем ее жизненном цикле: с начальной стадии разработки до завершающей.First, a long-term exploitation of a deposit can be ensured over its entire life cycle: from the initial stage of development to the final.
Во-вторых, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на начальной стадии эксплуатации, прискважинная зона которых в горизонтальном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта из-за наличия скважинного фильтра с уже готовыми, выполненными на поверхности отверстиями.Secondly, high production rates of wells at the initial stage of operation can be ensured, the borehole zone of which in the horizontal section will not be contaminated by colmatating components when opening the reservoir due to the presence of a well filter with holes already prepared on the surface.
В-третьих, могут быть обеспечены высокие дебиты скважин на последующих стадиях эксплуатации, прискважинная зона которых на наклонном участке не будет загрязнена кольматирующими компонентами при вскрытии продуктивного пласта в газовой или нефтяной среде.Thirdly, high production rates of wells can be ensured at subsequent stages of operation, the borehole zone of which on the inclined section will not be contaminated with clogging components when opening the reservoir in a gas or oil environment.
В-четвертых, снижение депрессии давления при вскрытии продуктивного пласта позволит предотвратить разрушение скелета горных пород, слагающих продуктивный пласт, и снизить скорость продвижения подошвенных вод в залежь.Fourth, a decrease in pressure depression during the opening of the reservoir will prevent the destruction of the skeleton of the rocks that make up the reservoir and reduce the rate of movement of bottom water into the reservoir.
В-пятых, использование гибкой трубы или канатной техники при ликвидации обводненного горизонтального участка ствола скважины обеспечит минимальные затраты времени на проведение операции и нахождение скважины в бездействии, кроме того, способствуют снижению цены добываемого из залежи углеводородного сырья.Fifth, the use of a flexible pipe or cable technique in the elimination of a flooded horizontal section of a wellbore will ensure minimal time spent on the operation and finding the well inactive, in addition, reduce the price of hydrocarbons extracted from the reservoir.
В-шестых, оборудование горизонтального участка ствола скважинным фильтром позволяет увеличить длину этого участка без опасения его зашламованности или обвала стенок ствола при проводке горизонтального участка в рыхлых породах, таких как сеноманские песчаные отложения.Sixth, equipping a horizontal section of a wellbore with a well filter allows you to increase the length of this section without fear of sludge or collapse of the walls of the trunk when laying a horizontal section in loose rocks, such as Cenomanian sand deposits.
Примеры реализации заявляемого способаExamples of the implementation of the proposed method
Пример первыйFirst example
В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 30 и 45 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок бурят до глубины участка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 324 мм. Первый наклонный участок длиной 1200 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной. Второй наклонный участок длиной 500 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газоводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 168 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 219/168. Горизонтальный участок ствола длиной 200 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-168. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 114 мм, которая спущена до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-168 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-168 на 55% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора ПКС-80 через лифтовую колонну в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка путем закачивания цементного тампонажного раствора на основе ПТЦ-100 через гибкую трубу диаметром 48 мм, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до нижних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.In the reservoirs with active bottom water, at the initial stage, subhorizontal wells are drilled with vertical, two inclined at angles of 30 and 45 degrees from the vertical and horizontal sections of the trunk, respectively. A vertical section is drilled to a depth of 500 m overlying permafrost and cased with a conductor of 324 mm in diameter. The first inclined section 1200 m long is drilled before entering the reservoir and cased with a production casing. The second inclined section, 500 m long, is drilled along the reservoir to a mark 20 m above the gas-water contact and cased with a filter shank with a diameter of 168 mm, suspended in the lower part of the production string using a suspension device of type ПНН 219/168. A horizontal section of the trunk 200 m long is drilled along the productive formation parallel to the gas or oil-water contact and cased with a FS-168 type well filter. In the inner cavity of the production casing and filter shank, an 114 mm diameter casing is placed, which is lowered to the shoe of the downhole filter. During the operation of the reservoir, gas or oil is initially sampled through the openings of the FS-168 downhole filter and transported to the surface through an elevator string. As the reservoir pressure decreases and the water cone is pulled to the horizontal section of the wellbore and the FS-168 well filter covers the well water by 55% of its length, the elevator string is raised to the top of the reservoir. After that, perforation of the filter shank is carried out by lowering the PKS-80 puncher through an elevator column in a gas or oil medium in the interval from the top of the reservoir to the top of the well filter, taking into account the placement of the lower perforations 10 m above the current gas or oil contact. Then carry out the elimination of the flooded horizontal section by pumping cement grout based on PTC-100 through a flexible pipe with a diameter of 48 mm, lowered into the inner cavity of the elevator column. Further, after removing the flexible pipe from the well, the elevator string is lowered to the lower perforations and the reservoir continues to be exploited by taking gas or oil through the perforations and transported to the surface through the elevator string.
Пример второйSecond example
В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 40 и 50 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок ствола бурят до глубины учатка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 245 мм. Первый наклонный участок ствола длиной 1500 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Второй наклонный участок ствола длиной 600 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 146 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 168/146. Горизонтальный участок ствола длиной 300 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-146. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 89 мм, которую спускают до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводят отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-146 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-146 на 65% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора PJ 2906 «омега» через лифтовую колонну в газовой или нефтяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола путем закачивания цементного тампонажного раствора на основе портландцемента ПТЦ-50, суперпластификатора С-3, поливинилового спирта ПВС 18/11 и полипропиленового волокна через гибкую трубу диаметром 38 мм, спускаемую во внутреннюю полость лифтовой колонны. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до средних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.In the reservoirs with active bottom water, at the initial stage, subhorizontal wells are drilled with vertical, two inclined at angles of 40 and 50 degrees from the vertical and horizontal sections of the trunk, respectively. A vertical section of the trunk is drilled to a depth of 500 m, overlapping permafrost, and cased with a conductor with a diameter of 245 mm. The first inclined section of the trunk with a length of 1,500 m is drilled before entering the reservoir and cased with a production string with a diameter of 168 mm. The second inclined section of the trunk with a length of 600 m is drilled through the reservoir to a mark 20 m above the gas or oil-water contact and cased with a filter shank with a diameter of 146 mm, suspended in the lower part of the production string using a suspension device of type ПНН 168/146. A horizontal section of the trunk 300 m long is drilled along the productive formation parallel to the gas or oil-water contact and cased with a FS-146 type well filter. In the inner cavity of the production casing and filter liner, an elevator string with a diameter of 89 mm is placed, which is lowered to the shoe of the downhole filter. During the operation of the reservoir, gas or oil is initially sampled through the openings of the FS-146 downhole filter and transported to the surface through an elevator string. As the reservoir pressure decreases and the water cone is pulled up to the horizontal section of the wellbore, the FS-146 wellbore filter overlaps the well water by 65% of its length, the elevator string is raised to the top of the reservoir. After that, the filter shank is perforated by lowering the omega PJ 2906 puncher through an elevator column in a gas or oil medium in the interval from the top of the reservoir to the head of the well filter, taking into account the placement of the lower perforations 10 m above the current gas or oil-water contact. Then, the flooded horizontal section of the trunk is eliminated by pumping cement grout based on Portland cement PTC-50, superplasticizer S-3,
Пример третийExample three
В залежи с активной подошвенной водой на начальной стадии бурят субгоризонтальные скважины с вертикальным, двумя наклонными под углами соответственно 45 и 60 градусов от вертикали и горизонтальным участками ствола. Вертикальный участок ствола бурят до глубины участка 500 м, перекрывающего многолетнемерзлые породы, и обсаживают кондуктором диаметром 219 мм. Первый наклонный участок ствола длиной 2000 м бурят до входа в продуктивный пласт и обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. Второй наклонный участок ствола длиной 700 м бурят по продуктивному пласту до отметки на 20 м выше газо- или нефтеводяного контакта и обсаживают хвостовиком-фильтром диаметром 140 мм, подвешиваемым в нижней части эксплуатационной колонны с помощью подвесного устройства типа ПХН 140/146. Горизонтальный участок ствола длиной 400 м бурят по продуктивному пласту параллельно газо- или нефтеводяному контакту и обсаживают скважинным фильтром типа ФС-140. Во внутренней полости эксплуатационной колонны и хвостовика-фильтра размещают лифтовую колонну диаметром 73 мм, которая спущена до башмака скважинного фильтра. В процессе эксплуатации залежи первоначально проводится отбор газа или нефти через отверстия скважинного фильтра ФС-140 и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну. По мере снижения пластового давления и подтягивания к горизонтальному участку ствола скважины водяного конуса, перекрытия пластовой водой отверстий скважинного фильтра ФС-140 на 75% его длины проводят приподъем лифтовой колонны до кровли продуктивного пласта. После этого проводят перфорацию хвостовика-фильтра спуском перфоратора ЗПКТ 73-ГП через лифтовую колонну в газовой или водяной среде в интервале от кровли продуктивного пласта до головы скважинного фильтра с учетом размещения нижних перфорационных отверстий на 10 м выше текущего газо- или нефтеводяного контакта. Затем осуществляют ликвидацию обводненного горизонтального участка ствола путем перекрытия ствола скважины выше головы скважинного фильтра мостовой пробкой фирмы Baker. Далее, после извлечения гибкой трубы из скважины доспускают лифтовую колонну до верхних перфорационных отверстий и продолжают эксплуатацию залежи путем отбора газа или нефти через перфорационные отверстия и транспортировку их на поверхность через лифтовую колонну.In the reservoir with active bottom water, at the initial stage, subhorizontal wells are drilled with vertical, two inclined at angles of 45 and 60 degrees from the vertical and horizontal sections of the trunk, respectively. A vertical section of the trunk is drilled to a depth of 500 m overlying permafrost and cased with a conductor with a diameter of 219 mm. The first inclined section of the trunk with a length of 2000 m is drilled before entering the reservoir and cased with a production string with a diameter of 146 mm. The second inclined section of the trunk with a length of 700 m is drilled through the reservoir to a mark 20 m above the gas or oil-water contact and cased with a filter shank with a diameter of 140 mm, suspended in the lower part of the production string using a suspension device of type ПНН 140/146. A horizontal section of the trunk 400 m long is drilled along the productive formation parallel to the gas or oil-water contact and cased with a FS-140 type well filter. In the inner cavity of the production string and filter shank, an elevator string with a diameter of 73 mm is placed, which is lowered to the shoe of the downhole filter. During the operation of the deposit, gas or oil is initially taken through the openings of the FS-140 downhole filter and transported to the surface through an elevator string. As the reservoir pressure decreases and the water cone is pulled to the horizontal section of the wellbore and the FS-140 well filter overlays the holes of the FS-140 well filter by 75% of its length, the elevator string is raised to the top of the reservoir. After that, perforation of the filter shank is carried out by lowering the ZPKT 73-GP punch through an elevator column in a gas or water medium in the interval from the top of the reservoir to the head of the well filter, taking into account the placement of the lower perforations 10 m above the current gas or oil contact. Then carry out the elimination of the flooded horizontal section of the wellbore by blocking the wellbore above the head of the well filter with a Baker bridge plug. Further, after removing the flexible pipe from the well, the elevator column is lowered to the upper perforation holes and the reservoir continues to be exploited by taking gas or oil through the perforation holes and transporting them to the surface through the elevator column.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014133436/03A RU2564722C1 (en) | 2014-08-13 | 2014-08-13 | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014133436/03A RU2564722C1 (en) | 2014-08-13 | 2014-08-13 | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2564722C1 true RU2564722C1 (en) | 2015-10-10 |
Family
ID=54289600
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014133436/03A RU2564722C1 (en) | 2014-08-13 | 2014-08-13 | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2564722C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738146C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of formation with bottom water |
| RU2753334C1 (en) * | 2020-11-24 | 2021-08-13 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method for developing multi-layer gas deposits fields with low-permeability reservoirs |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2112870C1 (en) * | 1996-07-08 | 1998-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений" | Method for development of oil bed with underlying water |
| RU2282023C1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for oil deposit having oil-water zones |
| RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
| RU2334087C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pools obstructed by erosion trench |
| RU2350744C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating double-head well |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
| RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
| RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
-
2014
- 2014-08-13 RU RU2014133436/03A patent/RU2564722C1/en active
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2112870C1 (en) * | 1996-07-08 | 1998-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений" | Method for development of oil bed with underlying water |
| RU2282023C1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for oil deposit having oil-water zones |
| RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
| RU2334087C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pools obstructed by erosion trench |
| RU2350744C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of operating double-head well |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
| RU2447272C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of massive deposit development |
| RU2504647C2 (en) * | 2012-03-29 | 2014-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО НПО "Инновация") | Method of high-viscosity oil pool development |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2738146C1 (en) * | 2020-04-30 | 2020-12-08 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of formation with bottom water |
| RU2753334C1 (en) * | 2020-11-24 | 2021-08-13 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Method for developing multi-layer gas deposits fields with low-permeability reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU98046U1 (en) | DEVICE FOR MULTIPLE WELL FOR A FAN INTERVAL PRODUCTION OF PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2564722C1 (en) | Method of operation of hydrocarbons reservoir | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| US3195631A (en) | Method for perforating a well | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2705136C1 (en) | Method for development of high-permeable bed saturated with oil and underlying earthen water | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU151171U1 (en) | DESIGN OF A SUB-HORIZONTAL GAS WELL FOR OPERATION OF A HYDROCARBON DEPOSIT WITH NEAR SOIL WATER | |
| RU2618538C1 (en) | Procedure for water shutoff treatment in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |