RU2593849C1

RU2593849C1 - Способ разработки наклонно залегающего продуктивного пласта полезных ископаемых

Info

Publication number: RU2593849C1
Application number: RU2015131844/03A
Authority: RU
Inventors: Александр Егорович Воробьёв; Александр Дмитриевич Гладуш; Асем Сабитовна Каукенова; Зарума Торес Мартин
Priority date: 2015-07-31
Filing date: 2015-07-31
Publication date: 2016-08-10

Abstract

Изобретение относится к горному и нефтегазовому делу и может быть использовано, в частности, при подземном скважинном выщелачивании соляного пласта, залегающего под определенным наклоном. Способ разработки наклонно залегающего продуктивного пласта полезных ископаемых включает его вскрытие вертикальной и наклонной скважинами с перфорацией скважин различной плотности, закачку рабочего и откачку продуктивного раствора, при этом перфорацию отверстий в закачных скважинах осуществляют в зависимости от угла наклона пласта в сторону его восстания или падения, при этом плотность перфорации 40-45 отверстий на I м приходится в сторону восстания продуктивного пласта, а в сторону падения продуктивного пласта перфорируют 6-8 отверстий на 1 м. Способ позволяет увеличить эффективность разработки за счет более полной проработки наклонно залегающего пласта полезного ископаемого (соли, высоковязкой нефти, урановых и медных руд и др.). 1 ил.

Description

Изобретение относится к горному и нефтегазовому делу и может быть использовано, в частности, при подземном скважинном выщелачивании соляного пласта, залегающего под определенным наклоном.

Известен способ разработки нефтяной залежи [Патент РФ №2066368, Способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Хисамов P.C.; Файзуллин И.Н.; Лапицкий В.И.], включающий определение величины проницаемости продуктивного интервала, коэффициента гидродинамического совершенства, радиуса скважины, максимальной плотности перфорации скважин и радиуса контура питания. При этом максимальную плотность перфорации скважин определяют по продуктивному пласту, имеющему наименьшую проницаемость, а плотность перфорации для каждого отдельного пласта определяют из условия равенства продолжительности времени выработки отдельных пластов.

Недостатком этого способа является значительные потери нефти за счет неполной проработки продуктивного пласта, обусловленные отсутствием горизонтальных перфорированных скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами [Патент РФ №№2527429, Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами. Хисамов P.C., Ахметгареев В.В., Галимов И.Ф.], включающий бурение и обустройство перпендикулярно расположенных добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин, пересекающихся в структурном плане, расположение горизонтальных стволов нагнетательных скважин ниже в структурном плане, чем горизонтальных стволов добывающих скважин, перфорацию скважин в продуктивной части с различной плотностью, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие. Согласно изобретению, горизонтальные стволы располагают параллельно длине и ширине залежи. При этом вход в продуктивный пласт стволов добывающих скважин размещают вдоль одной стороны залежи, а вход стволов нагнетательных скважин - вдоль другой, перпендикулярной первой. Плотность перфорационных отверстий на каждом из участков горизонтальных стволов, образованных пересечением в структурном плане добывающих и нагнетательных скважин, выполняют минимальной в местах пересечения и увеличивают к центру каждого участка. На начальном этапе разработки ведут закачку пресной воды или воды с концентрацией твердых взвешенных частиц не менее 50 мг/л до снижения обводненности скважин. После этого переходят на закачку пластовой или сточной воды. Плотность перфорации в местах пересечения увеличивают к центру каждого участка исходя из аналитического соотношения, учитывающего коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины, расстояние от перфорированного интервала до горизонтального ствола соседней скважины проницаемость пласта в соответствующем интервале перфорации.

Недостатком способа является неэффективная перфорация, которая ведет к неполной проработке пласта.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является увеличение эффективности способа за счет более полной проработки наклонно залегающего пласта полезного ископаемого (соли, высоковязкой нефти, урановых и медных руд и др.).

Технический результат достигается тем, что способ разработки наклонно залегающего продуктивного пласта полезных ископаемых включает его вскрытие вертикальной и наклонной скважинами с перфорацией скважин различной плотности, закачку рабочего и откачку продуктивного раствора, при этом перфорацию отверстий в закачных скважинах осуществляют в зависимости от угла наклона пласта в сторону его восстания или падения, при этом плотность перфорации 40-45 отверстий на 1 м приходится в сторону восстания продуктивного пласта, а в сторону падения продуктивного пласта перфорируют 6-8 отверстий на 1 м

Технический результат достигается за счет того, что в способе разработки, включающем проходку добычных скважин, перфорацию наклонных (горизонтальных) закачных (обрабатывающих) скважин, расстояние между перфорационными отверстиями в трубах закачных скважин вычисляется в зависимости от наклона продуктивного пласта (в сторону его восстания или падения), а вскрытие продуктивного пласта осуществляется вертикально-наклонной (горизонтальной) скважиной, наклонная часть которой проходит вблизи кровли продуктивного пласта. При этом максимальная плотность перфорации (40-45 отверстий на 1 м) приходится в сторону восстания продуктивного пласта, а минимальная (до 6-10 отверстий на 1 м) - в сторону его падения.

Плотность перфорации выбирается до 40-45 отверстий на 1 м максимально в сторону восстания пласта, т.к. если плотность перфорации будет меньше, то не обеспечит эффективную проработку пласта. Если более 45 отверстий, то будет наблюдаться перерасход технологических растворов. Минимальная плотность составляет от 6-10 отверстий на 1 м в сторону падения пласта, т.к. перфорация большего количества отверстий будет экономически нецелесообразно, а меньшее количество не позволит проработать продуктивный пласт полностью.

Количество перфорационных отверстий обусловлено неравномерным растеканием рабочих растворов из перфорационных отверстий, объясняемое условиями и характеристиками их миграции по падению продуктивного пласта, происходящими под действием сил гравитации.

Сущность предлагаемого способа поясняется чертежом. На фиг.1 показана плотность перфорации в зависимости от падения рабочего (продуктивного) пласта, где: 1 - основной ствол; 2 - закачная скважина в сторону падения; 3 - закачная скважина в сторону восстания; 4 - перфорационные отверстия; 5 - направление выщелачивающего раствора; 6 - продуктивный пласт; а - угол наклона. Для добычи полезных компонентов из продуктивного пласта 6, залегающих под определенным углом наклона а, с дневной поверхности бурят основной ствол 1 и две закачные скважины 2, 3. Проходку скважин ведут в сторону падения 2 продуктивного пласта и восстания 3 от основного ствола. Различная плотность перфорационных отверстий 4 обеспечивают оптимальную проработку продуктивного пласта выщелачивающими растворами 5.

Данная система расположения перфорационных отверстий обеспечивает более полный охват продуктивного пласта выщелачивающими растворами (за счет более равномерного их растекания по наклонному пласту).

Способ осуществляется следующим образом. Обработка наклонно залегающего продуктивного пласта (коллектора) включает вскрытие вертикальной и наклонной закачных скважин 2, 3 с перфорацией различной плотности. Расстояние между перфорационными отверстиями в закачных скважинах выбирается в зависимости от угла наклона пласта в сторону восстания или падения наклона пласта 6, при этом максимальная плотность перфорации 45 отверстий на 1 м приходится в сторону восстания продуктивного пласта, а минимальная до 6-10 отверстий на 1 м - в сторону падения продуктивного пласта. Закачку растворяющего или выщелачивающего (разжижающего нефть) раствора проводят через закачные скважины 2, 3, а откачку флюидов, содержащих полезное ископаемое, - через откачные (не указаны) после прохождения определенного времени выщелачивания. Через скважину, закрепленную колонной стальных обсадных труб диаметром 114-219 мм, нагнетается выщелачивающий раствор под давлением 2-2,5 МПа в наклонно залегающий пласт соли, угол которого изменяется в пределах 15-75° и мощность пласта 10-15 м. Он растворяет соль и в виде рассола поднимается на поверхность по другой скважине. Глубина скважин и давление, под которым в нее подают выщелачивающий раствор, зависят от глубины залегания пласта соли.

Таким образом, предложенный способ позволяет повысить эффективность добычи полезного ископаемого (полезных компонентов) за счет создания оптимальной конфигурации растекания растворов (обработки полезного ископаемого) в зависимости от значения наклона пласта (от 15 до 75°).

Claims

Способ разработки наклонно залегающего продуктивного пласта полезных ископаемых, включающий его вскрытие вертикальной и наклонной скважинами с перфорацией скважин различной плотности, закачку рабочего и откачку продуктивного раствора, отличающийся тем, что перфорацию отверстий в закачных скважинах осуществляют в зависимости от угла наклона пласта в сторону его восстания или падения, при этом плотность перфорации 40-45 отверстий на 1 м приходится в сторону восстания продуктивного пласта, а в сторону падения продуктивного пласта перфорируют 6-8 отверстий на 1 м.