Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ МЕЖСКВАЖИННОЙ ПЕРЕКАЧКИ ЖИДКОСТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке обводненной нефтяной залежи.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2177537, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.12.2001 г., Бюл. №36), включающий отбор нефти через добывающие скважины из пластов, отбор пластовой подстилающей воды из водоносного пласта через водозаборные скважины, закачку пластовой подстилающей воды через нагнетательные скважины в пласты, закольцовывание выкидных линий водозаборных скважин, перераспределение объемов закачки пластовой воды штудированием подводящих трубопроводов к нагнетательным скважинам, а при остановке одной или нескольких водозаборных скважин осуществление добычи пластовой воды из прочих водозаборных скважин и нагнетание в нагнетательные скважины через закольцованный трубопровод и штудированные подводящие к нагнетательным скважинам трубопроводы с обеспечением закачки пластовой воды электроцентробежными насосами суммарной производительностью, несколько меньшей суммарной приемистости нагнетательных скважин, и обеспечением перераспределения и ограничения закачиваемых объемов рабочего агента до уровня производительности электроцентробежных насосов.

Недостатком способа является невозможность его применения для отбора и последующей закачки в нагнетательные скважины пластовых вод, содержание нефтепродуктов в которых пусть даже незначительно, но превышает допустимые концентрации. Это делает способ неприменимым для использования находящихся рядом на кусте или участке добывающих (в том числе бывших), но обводнившихся и/или нерентабельных скважин в качестве водозаборных, что сужает область применения способа и снижает эффективность его использования.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ межскважинной перекачки жидкости (патент RU №2290500, МПК Е21В 43/20, опубл. 27.12.2006 г., Бюл. №36), включающий отбор нефти из пласта, отбор пластовой воды через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины. Межскважинную перекачку жидкости проводят при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%. В качестве водозаборных скважин используют бывшие добывающие скважины, отбор пластовой воды ведут из обводнившегося продуктивного пласта, закачку пластовой воды ведут через нагнетательные скважины в пласт с невыработанными запасами нефти, отбор нефти из пласта ведут через водозаборную скважину, в водозаборной скважине разделяют нефть и воду. Воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линиям закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины и после заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу, при этом время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью определяется расчетным путем.

Недостатком способа является то, что он применим только в бывших добывающих скважинах при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%, и не может применяться в приближающихся к пределу рентабельности или в еще достаточно рентабельных добывающих скважинах, поскольку в соответствии с представленной в способе формулой уже при обводненности продукции 90% потребуется каждые сутки останавливать скважину для организации циркуляции и вытеснения из межтрубного пространства нефти, что влечет потери в добыче нефти, снижает экономическую эффективность способа и сужает область его применения. Кроме того, для вытеснения нефти требуется отключение установки на некоторое время, проведение манипуляций с расположенным в скважине клапаном для организации циркуляции жидкости в скважине, что также снижает эффективность способа, поскольку в это время отсутствует закачка воды в нагнетательные скважины. Другим недостатком способа является то, что при возникновении аварийной ситуации на водопроводе или проведении на нем плановых ремонтов также требуется отключение установки, что приведет к потерям в добыче нефти.

Техническими задачами изобретения являются расширение области применения способа за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повышение эффективности его применения за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти и на время проведения ремонтных работ на водопроводе.

Техническая задача решается способом межскважинной перекачки жидкости, включающим установку пакера выше продуктивного пласта в добывающей скважине, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства насосом, спускаемым на колонне труб, разделение ее на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного межтрубного пространства в нефтепровод, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу через нагнетательные скважины в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти.

Новым является то, что насос работает в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия в колонне труб в надпакерное межтрубное пространство, где производят разделение водонефтяной смеси, отбор воды производят из надпакерного межтрубного пространства по дополнительной трубе, вход которой размещают ниже уровня водонефтяного контакта, а выход сообщен с водопроводом, оснащенным расходомером, при этом отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб в нефтепровод, который оснащен регулятором расхода и сообщен с дополнительной трубой байпасной линией, соединенной с нефтепроводом после регулятора расхода для сброса в него воды при ремонтных работах на водопроводе.

На чертеже показана схема способа межскважинной перекачки жидкости.

Способ межскважинной перекачки жидкости включает установку пакера 1 выше продуктивного пласта 2 добывающей скважины 3, отбор водонефтяной смеси из подпакерного пространства 4 насосом 5, в качестве которого может быть использован штанговый или электропогружной насос (колонна штанг и электрокабель не показаны), спускаемым на колонне труб 6, разделение водонефтяной смеси на нефть и воду в скважинных условиях, отбор нефти из верхней части надпакерного пространства 7 в нефтепровод 8, отбор пластовой воды и ее закачку по водопроводу 9 через нагнетательные скважины (на чертеже не показаны) в нефтяной пласт с невыработанными запасами нефти.

Насос 5 работает в постоянном режиме, подачу водонефтяной смеси осуществляют через радиальные отверстия 10 в колонне труб 6 в надпакерное межтрубное пространство 7, где производят разделение водонефтяной смеси. Отбор воды производят из надпакерного межтрубного пространства 7 по дополнительной трубе 11, вход 12 которой размещают ниже уровня водонефтяного раздела 13, а выход 14 сообщен с водопроводом 9, оснащенным расходомером 15. Отбор нефти дополнительно ведут из колонны труб 6 в нефтепровод 8, который оснащен регулятором расхода 16 и сообщен с дополнительной трубой 11 байпасной линией 17, соединенной после регулятора расхода 16 с нефтепроводом 8 для сброса в него воды при аварийных ситуациях или проведениях ремонтных работ на водопроводе 9.

Пример конкретного выполнения.

Эксплуатируют добывающую скважину. Из продуктивного пласта 2 с производительностью 83 м³/сут отбирают водонефтяную смесь с обводненностью 94%, то есть количество нефти в водонефтяной смеси составляет 5 м³/сут, а воды - 78 м³/сут. Установленным в скважине насосом 5, в качестве которого применен электроцентробежный насос, водонефтяную смесь из подпакерного пространства 4 по колонне труб 6 через отверстия 10 нагнетают в надпакерное межтрубное пространство 7, где происходит гравитационное разделение водонефтяной смеси на нефть и воду. За счет давления, создаваемого насосом 5, нефть по колонне труб 6 и надпакерному межтрубному пространству 7 поступает в нефтепровод 8, при этом вода, имеющая большую плотность, занимает нижнюю часть надпакерного межтрубного пространства 7, откуда по дополнительной трубе 11, вход 12 которой расположен ниже границы водонефтяного раздела 13, поступает в водопровод 9.

Поскольку давление в водопроводе 9, идущем к нагнетательным скважинам (не показаны), значительно превышает давление в нефтепроводе 8, идущем на групповую замерную установку (не показана), то для обеспечения поступления разделившихся жидкостей в необходимых количествах по трубопроводам используют регулятор расхода 16. С его помощью расходы жидкостей в трубопроводах поддерживают исходя из следующих условий: во-первых, чтобы в нефтепровод 8 поступала вся отобранная из пласта 2 нефть с некоторым количеством воды, и, во-вторых, чтобы содержание нефтепродуктов в воде, поступающей из скважины в водопровод 9, не превышало допустимых концентраций (не более 60 мг/дм³). Для данной добывающей скважины расход поступающей в водопровод 9 и далее в нагнетательные скважины воды с допустимой концентрацией по содержанию нефтепродуктов составляет 60 м³/сут. При этом в нефтепровод подаются оставшиеся 23 м³/сут жидкости, в том числе 5 м³/сут нефти и 18 м³/сут воды. Обводненность продукции при этом составляет 78%.

Регулирование расходов жидкостей по трубопроводам при изменении режимов работы нагнетательных скважин (изменение их количества или приемистости) ведется в постоянном режиме без отключения насоса 5, что исключает потери в добыче нефти из добывающей скважины и перерывы в работе нагнетательных скважин.

Размещение входа 12 дополнительной трубы 11 ниже границы водонефтяного раздела 13 в установившемся режиме работы скважины предотвращает поступление нефти в водопровод 9.

Осуществление подъема продукции к устью скважины и далее в нефтепровод 8 одновременно по колонне труб 6 и надпакерному межтрубному пространству 7 позволяет снизить скорость движения продукции вверх и тем самым увеличить время ее пребывания в скважине, что способствует более качественному гравитационному разделению воды и нефти.

Расходомер 15, установленный на водопроводе 9, позволяет контролировать расход воды, поступающей к нагнетательным скважинам, а также определить суммарный расход жидкостей по трубопроводам, что дает возможность судить о работоспособности насоса 5 и оценивать, в какой мере фактическая производительность насоса 5 соответствует теоретической.

Применение байпасной линии 17 позволяет при ремонте водопровода 9 или нагнетательной скважины путем открытия задвижки 18 и закрытия (или прикрытия) задвижки 19 перепустить всю воду (или, при необходимости, какую-либо ее часть) из дополнительной трубы 11 в нефтепровод 8, что обеспечивает возможность не прерывать работу добывающей скважины и тем самым исключить потери в добыче нефти.

Таким образом, применение предлагаемого способа позволяет расширить область его применения за счет использования в качестве водозаборных скважин как бывших добывающих, так и действующих обводненных добывающих скважин, и повысить эффективность его применения за счет исключения остановок насосной установки для ее перевода в режим вытеснения нефти, а также на время ремонта водопровода.