Способ эксплуатации скважины

(51) 21 43/14 (2006.01) КОМИТЕТ ПО ПРАВАМ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ МИНИСТЕРСТВА ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ пластов и может быть использовано в нефтяной промышленности. Предлагаемое изобретение способствует вовлечению в активную разработку всех продуктивных пластов одновременно-совместной эксплуатацией. Использование двух колонн НКТ,одна с глубинным насосом для подъема добываемой продукции, другая - для спуска геофизического оборудования на кабеле, а на колонне гибких НКТ инструмента для извлечения и замены штуцеров расчетных проходных сечений, позволяет выровнять темпы выработки всех пластов, а также вести контроль за разработкой в режиме реального времени.(72) Герштанский Олег Сергеевич Абдуллаев Низами Яхъя Оглы(73) Акционерное общество Научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(56) Дияшев Р.Н.// Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. - Казань.- Издательство Казанского университета.-2004 г(57) Изобретение относится к способу эксплуатации одной скважиной двух и более продуктивных Изобретение относится к способу эксплуатации скважины, вскрывшей многопластовую нефтяную залежь, и может быть использовано в нефтяной промышленности для повышения выработки запасов из всех продуктивных пластов с одновременным контролем за разработкой каждого объекта в режиме реального времени. Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов в одной пробуренной скважине по двум колоннам НКТ и с применением двух штанговых насосов,включающий спуск в скважину двух колонн НКТ с пакером и со штанговым насосом на каждой колонне НКТ для раздельного подъема добываемой продукции из каждого объекта. (Р.С. Хисамов, А.М. Евдокимов, А.С. Султанов. //Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений с использованием оборудования для одновременно раздельной эксплуатации скважин. Нефтепромысловое дело.- 5- 2009.- М., ОАО ВНИИОЭНГ). Недостатком известного способа является непродолжительная работа скважин, которая объясняется конструктивными недостатками оборудования и невозможностью проведения в скважинах геофизических исследований. Известен способ одновременно-совместной эксплуатации (ОСЭ) двух пластов одной скважиной по одной колонне НКТ с подъемом добываемой продукции одним штанговым насосом, включающий спуск в скважину одной колонны НКТ с одним штанговым насосом, с целью совместного подъма добываемой продукции из всех пластов. (Дияшев Р.Н.// Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. - Казань.- Издательство Казанского университета.- 2004. - 192 с.). Недостатком известного способа является то, что он не обеспечивает оптимальную выработку запасов нефти, так как из-за различия фильтрационномкостных свойств (ФС) пластов и их взаимного влияния друг на друга не все они вовлекаются в активную разработку. Задача изобретения - вовлечение в активную разработку двух и более продуктивных пластов и проведение геофизических исследований работы каждого пласта в режиме реального времени. Указанная задача достигается тем, что в предлагаемом способе одновременно-совместной эксплуатацией одной скважиной, включающем вскрытие каждого продуктивного пласта наклоннонаправленным или горизонтальным стволом,который обсаживают сплошным хвостовиком,который затем цементируют и перфорируют, или щелевым хвостовиком, спуск в скважину двух колонн НКТ - одну с подземным оборудованием для глубинно-насосной эксплуатации, другую - для спуска через нее на кабеле геофизических приборов для исследования и контроля за работой каждого объекта и профиля притока из каждого ствола, а так же для спуска на гибких НКТ инструмента с целью извлечения и замены штуцеров. Подбор диаметров штуцеров расчетных проходных сечений,регулирующих давления и притоки из каждого 2 бокового ствола в общий ствол скважины, которые устанавливают в голове каждого хвостовика через вторую колонну НКТ, чтобы при существующих давлениях в хвостовиках все пласты, при совместной их эксплуатации, работали оптимально,производят после проведения геофизических исследований (ГИС) и определения ФС всех продуктивных пластов,математического моделирования динамических забойных давлений при работе на разных режимах глубинного насоса. Для увеличения притока пластового флюида в голове каждого хвостовика вместо штуцеров устанавливают обратные клапаны, открывающиеся при расчетном давлении. При использовании обратного клапана создается пульсирующий приток,который приводит к вибрации скелета породы, к очистке ее от твердой фазы бурового раствора,проникшей в призабойную зону пласта (ПЗП) в процессе бурения и спускоподъемных операций бурового инструмента. Технический результат заключается в выравнивании темпов выработки всех пластов при одновременно-совместной эксплуатации. На фиг.1 представлена конструкция забоев скважины, внутризабойного и внутрискважинного оборудования после окончания бурения для осуществления заявленного способа, состоящая из 1- горизонтальный ствол, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - интервал перфорации, 4, 6, 8 - боковые стволы на нижний и верхние пласты, 5, 7, 9 эксплуатационная колонна-хвостовик, 10 - штуцеры,11 - колонна НКТ с подземным оборудованием для глубинно-насосной эксплуатации, 12 - колонна НКТ для спуска геофизических приборов для исследования и инструмента для извлечения и замены штуцеров. Способ заключается в следующем Бурят горизонтальный ствол 1 на нижний объект, обсаживают эксплуатационной колонной 2,перфорируют 3 продуктивный пласт, осваивают и исследуют. Устанавливают висячий цементный мост над продуктивным объектом. Устанавливают уипсток и бурят боковой ствол 4 на нижний объект. Извлекают уипсток. Обсаживают боковой ствол эксплуатационной колоннойхвостовиком 5, перфорируют 3 продуктивный пласт,осваивают,исследуют. В боковой ствол устанавливают глухую пробку для герметизации ствола. Устанавливают висячий цементный мост над боковым стволом. Устанавливают уипсток и бурят нижний боковой ствол 6 на верхний объект. Извлекают уипсток. Обсаживают боковой ствол эксплуатационной колонной-хвостовиком 7,перфорируют в продуктивном пласте, осваивают, исследуют. В боковой ствол устанавливают глухую пробку для герметизации ствола. Устанавливают висячий цементный мост над боковым стволом. Устанавливают уипсток и бурят верхний боковой ствол 8 на верхний объект. Извлекают уипсток. Обсаживают верхний боковой ствол эксплуатационной колонной-хвостовиком 9, 27275 перфорируют в продуктивном пласте, осваивают,исследуют. Интерпретируют данные геофизических исследований в каждом стволе. Разбуривают все висячие цементные мосты. Промывают скважину до чистой воды. Спускают в скважину одну колонну НКТ 11 с подземным оборудованием для глубинно-насосной эксплуатации, вторую колонну НКТ 12 - для спуска через не на гибких НКТ инструмента для извлечения глухих пробок и установки штуцеров, а также для спуска на кабеле геофизических приборов для контроля за работой скважины. Извлекают глухие пробки из всех стволов. Согласно результатам интерпретации геофизических исследований, в каждом стволе вместо глухих пробок устанавливают штуцеры 10 расчетных проходных сечений. Работой глубинного насоса пускают скважину в эксплуатацию. Проводят геофизические исследования и на их основании меняют любой штуцер одного проходного сечения на штуцер другого проходного сечения, для регулирования поступления пластового флюида из перфорированных интервалов и создания в стволе скважины во время работы скважинного глубинного насоса таких гидродинамических условий, при которых все стволы будут работать стабильно. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ эксплуатации скважины, вскрывшей два и более продуктивных пластов несколькими боковыми стволами, одной колонной насоснокомпрессорных труб с одним штанговым насосом,отличающийся тем, что в скважину спускают вторую колонну насосно-компрессорных труб для спуска и установки гибкими НКТ в голове каждого бокового ствола, штуцера расчетного проходного сечения. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в голове бокового ствола вместо штуцера устанавливают обратный клапан, приводящий к пульсирующему притоку и к вибрации скелета породы, к очистке призабойной зоны пласта от твердой фазы бурового раствора и к увеличению притока пластового флюида. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в скважину через вторую колонну насоснокомпрессорных труб на кабеле спускают геофизические приборы для контроля за работой каждого бокового ствола в режиме реального времени.