способ эксплуатации двухустьевой скважины

Формула изобретения

Способ эксплуатации двухустьевой скважины, включающий вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, предварительно оснащенной фильтром в интервале вскрытого продуктивного пласта, оборудование устьев, установку глухого пакера через одно устье в интервале продуктивного пласта скважины, соответствующем контуру обводнения, эксплуатацию скважины через второе устье с применением насоса, отличающийся тем, что глухой пакер устанавливают за контуром обводнения со стороны насоса с отключением обводнившегося участка вскрытого продуктивного пласта, далее производят установку проходного пакера на контуре обводнения, после установки пакеров насос останавливают, в обводнившийся участок вскрытого продуктивного пласта закачивают изолирующий состав, а после затвердевания или коагуляции изолирующего состава насос включают.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми горизонтальными скважинами и может быть использовано для одновременной добычи высоковязких нефтей и битума и ремонта двухустьевой скважины.

Известен способ разработки залежей вязких нефтей и битумов (патент РФ на изобретение № 2246001, МПК 8 Е21В 43/24; опубл. в бюл. № 5 от 10.02.2005 г.), включающий бурение двухустьевой горизонтальной скважины, крепление ее эксплуатационной колонной, протаскиваемой с одного устья скважины по ее стволу к другому устью совместно с пакерами для установки последних в кровле продуктивного пласта, подъем и подачу нефти в выкидную линию на одном из устьев скважины, причем устьевые участки эксплуатационной колонны соединяют между собой наземным участком в виде дугообразного трубопровода с идентичным внутренним диаметром с образованием замкнутого канала, упомянутый наземный участок которого закрепляют на опорной раме приводного узла, после чего в эксплуатационной колонне размещают дополнительную колонну, выполняющую функцию насосно-компрессорной трубы - НКТ в подземной части и имеющую перфорационные каналы для сообщения с продуктивным пластом, в полости дополнительной колонны на равноудаленных расстояниях друг от друга устанавливают систему цилиндрических элементов, соединенных между собой посредством силовых тяг с формированием замкнутой тяговой системы, при этом участки подземной части НКТ от устьев скважины до границ перфорационного участка эксплуатационной колонны совместно с упомянутыми цилиндрическими элементами образуют поршневые насосные пары, а в процессе эксплуатации осуществляют принудительное перемещение системы цилиндрических элементов с помощью приводного узла с непрерывным последовательным вытеснением нефти из НКТ посредством упомянутых выше поршневых насосных пар.

Недостатком этого способа является металлоемкость конструкции на поверхности, связанная с наличием наземного участка в виде дугообразного трубопровода, который закрепляется на опорной раме приводного узла, а это ведет к удорожанию конструкции в целом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является «Способ сооружения и способ эксплуатации горизонтальной скважины» (патент РФ № 2159317, МПК Е21В 7/04, Е21В 43/20, опубл. в бюл. № 32 от 20.11.2000 г.), включающий бурение и крепление вертикального направления, бурение и крепление наклонно-направленного ствола и горизонтального участка ствола скважины, отличающийся тем, что на проектном расстоянии от устья ствола скважины забуривают и крепят второе вертикальное направление, при бурении под кондуктор осуществляют набор зенитного угла в направлении первого устья, после выхода на горизонталь ствол обсаживают технической колонной, диаметр которой равен или больше диаметра технической колонны, спущенной с первого устья, разбуривают башмак технической колонны с выходом и расширением ствола из-под башмака на длину долота со стыкующим приспособлением и компоновкой, включающей телеметрическую систему и стыкующее устройство, и спускают данную компоновку, не доходя до забоя на расстояние не менее длины долота со стыкующим приспособлением, и обеспечивают наведение горизонтального участка ствола, который бурят с первого устья компоновкой с телеметрической системой, обеспечивающей управление траекторией ствола и наведение долота со стыкующим приспособлением на стыкующее устройство, вводят долото со стыкующим приспособлением в стыкующее устройство, присоединяют обсадные трубы эксплуатационной колонны к колонне бурильных труб на первом устье, на втором устье создают растягивающее усилие к нижней части эксплуатационной колонны, которое освобождает колонну от волнообразного прижатия к стенкам скважины, и вытягивает ее ко второму устью, на эксплуатационной колонне устанавливают как минимум один заколонный пакер в интервале, соответствующем контуру планируемого заводнения.

Недостатками данного способа являются:

во-первых, сложность монтажа заколонного пакера в скважине, так как его устанавливают в составе эксплуатационной колонне при строительстве горизонтальной скважины;

во-вторых, невозможно произвести изоляцию (кольматацию) обводнившегося участка вскрытого продуктивного пласта с помощью заколонного пакера.

Технической задачей изобретения является упрощение монтажа пакера в скважине, а также возможность с помощью пакера проведения изоляции (кольматации) обводнившегося участка вскрытого продуктивного пласта двухустьевой скважины.

Техническая задача решается предлагаемым способом эксплуатации двухустьевой скважины, включающим вскрытие продуктивного пласта горизонтальным стволом и его крепление обсадной эксплуатационной колонной, предварительно оснащенной фильтром в интервале вскрытого продуктивного пласта, оборудование устьев, установку глухого пакера через одно устье в интервале продуктивного пласта скважины, соответствующем контуру заводнения, эксплуатацию скважины через второе устье с применением насоса.

Новым является то, что глухой пакер устанавливают за контуром обводнения со стороны насоса с отключением обводнившегося участка вскрытого продуктивного пласта, далее производят установку проходного пакера на контуре обводнения, после установки пакеров насос останавливают, в обводнившийся участок вскрытого продуктивного пласта закачивают изолирующий состав, а после затвердевания или коагуляции изолирующего состава насос включают.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Сначала осуществляют вскрытие продуктивного пласта 1 горизонтальным стволом 2, который затем крепят обсадной эксплуатационной колонной 3. Далее оборудуют устья 4 и 5 соответственно двухустьевой скважины, причем перед спуском эксплуатационной колонны 3 в горизонтальный ствол 2 ее предварительно оснащают фильтром 6, который размещают в интервале вскрытого продуктивного пласта 1.

Далее через второе устье, то есть устье 5, спускают колонну НКТ 7 с насосом 8 на конце. Насос 8 может быть любой известной конструкции, например электроцентробежным (ЭЦН), предназначенным для перекачки высоковязкой нефти или битума.

Далее на втором устье 5 двухустьевой скважины герметизируют колонну НКТ 7 с помощью герметизирующего устройства 9 и начинают эксплуатацию двухустьевой скважины. В процессе эксплуатации двухустьевой скважины вскрытый продуктивный пласт 1 начинает обводняться, о чем свидетельствует увеличение обводненности добываемой из скважины продукции (высоковязкой нефти или битума).

С целью снижения обводненности добываемой продукции в двухустьевую скважину с первого устья, то есть с устья 4, на колонне НКТ или гибкой трубе (не показано) спускают глухой пакер 10 любой известной конструкции (например, механический, с возможностью последующей переустановки в эксплуатационной колонне 3).

Глухой пакер 10 устанавливают в эксплуатационной колонне 3 за контуром обводнения (не показано) со стороны насоса 8 с отключением обводнившегося участка 11 вскрытого продуктивного пласта 1, после чего производят посадку глухого пакера 10 в эксплуатационной колонне 3, а колонну НКТ или гибкую трубу извлекают на поверхность.

Далее с целью изоляции (кольматации) обводнившегося участка 11 вскрытого продуктивного пласта 1 горизонтальным стволом 3 в двухустьевую скважину с первого устья, то есть с устья 4, спускают колонну НКТ 12, например, с проходным пакером 13 на конце.

Далее производят посадку проходного пакера 13 в эксплуатационной колонне 3, на обводнившемся участке 11 вскрытого продуктивного пласта 1.

Останавливают насос 8. Далее с первого устья 4 по колонне НКТ 12 через участок 14 горизонтального ствола 2 эксплуатационной колонны 3 и часть фильтра 6 эксплуатационной колонны 3 закачивают изолирующий состав, например водонабухающий полимер, в обводнившийся участок 11 вскрытого продуктивного пласта 1. Затем производят распакеровку проходного пакера 13 в эксплуатационной колонне 3 и извлекают колонну НКТ 12 с проходным пакером 13 со стороны второго устья 4, после чего второе устье 4 герметизируют на поверхности.

После затвердевания или коагуляции изолирующего состава насос 8 включают в работу.

Таким образом, эксплуатацию двухустьевой скважины (добычу высоковязкой нефти или битума на поверхность) производят постоянно через второе устье 5 двухустьевой скважины, в том числе и во время ремонта двухустьевой скважины со стороны первого устья 4.

Предлагаемый способ упрощает монтаж пакера в скважине, так как пакер выполнен глухим и устанавливается непосредственно в эксплуатационной колонне с возможностью проведения изоляции (кольматации) обводнившегося участка вскрытого продуктивного пласта с первого устья двухустьевой скважины, причем эксплуатацию (добычу высоковязкой нефти или битума на поверхность) производят постоянно без остановки в процессе ремонта (изоляции) через второе устье двухустьевой скважины, что позволяет эффективно эксплуатировать двухустьевую скважину.