Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти, пласты которых совпадают в структурном плане, с отбором продукции из верхнего пласта и закачкой воды в нижний пласт.

Известен способ эксплуатации высокообводненной нефтяной скважины, включающий раздельную, благодаря пакеру, установленному между пластами, откачку нефти из продуктивного пласта на дневную поверхность с предварительным гравитационным разделением продукции в скважине на нефть и воду и закачку отделившейся воды в принимающий пласт. Выше пакера, установленного выше продуктивного пласта, размещают на колонне труб насос, сообщенный входом с подпакерным пространством, а выходом через радиальные отверстия в колонне труб - с надпакерным пространством, причем под радиальными отверстиями располагают трубы меньшего диаметра из условий гравитационного разделения продукции на нефть и воду, при этом отделенную нефть поднимают по межтрубному пространству и колонне труб с возможностью регулирования ее расхода на устье, а воду, контролируя ее количество, закачивают по межтрубному пространству в принимающий пласт за счет давления столба жидкости в скважине и избыточного давления, создаваемого насосом, причем интервал принимающего пласта сообщают отдельной трубкой с устьевым измерительным оборудованием, исходя из показаний которого контролируют качество закачиваемой в принимающий пласт воды. Дополнительно эмульсию в продукции пласта перед закачкой в межтрубное пространство разделяют на нефть и воду сепаратором (патент РФ 2394153, кл. Е21 В43/00, опубл. 10.07.2010).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ эксплуатации скважины, заключающийся в том, что скважину снабжают снизу вверх колонной насосно-компрессорных труб с пакером на конце, глубинным насосом, коммутатором, двумя концентрично расположенными наружной и внутренней колоннами насосно-компрессорных труб, патрубками с отверстиями на наружной колонне насосно-компрессорных труб, разделяют скважину пакером над продуктивным пластом, подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубков в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной скважины и наружной колонной насосно-компрессорных труб, создают и поддерживают в верхней части скважины давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну, в верхней части скважины организуют разделение пластовой продукции на нефть и воду, регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубками с отверстиями, направляют нефть в нефтяную линию, подают воду через коммутатор во внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и по трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной и наружной колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб с пакером в пласт над пакером внутрискважинной перекачкой воды (патент РФ №2490436, кл. Е21 В43/12, Е21 В43/38, опубл. 20.08.2013 - прототип).

Общим недостатком известных способов является недостаточно эффективное разделение нефти и воды, сложность конструкции, излишний подъем на поверхность воды. Способы также не позволяют эффективно использовать разделяемую воду в целях поддержания пластового давления заводнением, что приводит к невысокой нефтеотдаче при разработке залежей с двумя и более пластами, совпадающими в структурном плане.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличения нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки многопластовых нефтяных залежей, включающего спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из верхнего пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность, согласно изобретению фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, наружная труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем диаметр колонны труб, на которых спускается фильтр, равен диаметру внутренней трубы фильтра, внутренняя труба имеет длину большую, чем наружная, наружную трубу размещают не ниже верхнего пласта, а внутреннюю - не ниже нижнего пласта, между обсадной колонной и низом наружной трубы выше верхнего пласта устанавливают пакер, который позволяет жидкости из верхнего пласта попадать непосредственно в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, а между обсадной колонной и низом внутренней трубы выше нижнего пласта также устанавливают пакер, который не позволяет попадать воде из нижнего пласта в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая в наружную трубу и затем в затрубное пространство, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу, насосом закачивается в нижний пласт.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывает система поддержания пластового давления заводнением. Одним из путей ее повышения является использование добывающих скважин для одновременной добычи жидкости по одному пласту и закачки воды по другому. При этом никаких водоводов к скважине не подводят, а используют разделение в скважине отбираемой жидкости из верхнего пласта на нефть и воду. Воду используют в целях закачки в этой же скважине в нижний пласт. Таким образом, повышают эффективность системы заводнения залежи, состоящей, по меньшей мере, из двух продуктивных пластов. При отсутствии заводнения на залежи данный способ используют для утилизации воды в нижний пласт. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данные задачи.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом. На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяной залежи с двумя пластами, вскрытыми скважиной. На фиг. 2 приведено схематическое изображение разреза участка нефтяной залежи перпендикулярно стволу скважины. Обозначения: 1 - нижний продуктивный пласт, 2 - верхний продуктивный пласт, 3 - не коллектор, 4 - добывающая скважина, 5 - обсадная колонна, 6 - цементное кольцо, 7 - перфорационные отверстия, 8 - колонна труб, 9 - фильтр, 10 - внутренняя труба фильтра 9 с гидрофильным покрытием, 11 - наружная труба фильтра 9 с гидрофобным покрытием, 12 - пакер для герметизации затрубного пространства 15, 13 - пространство между наружной 11 и внутренней 10 трубами фильтра 9, 14 - пакер для герметизации пространства 13, 15 - затрубное пространство (пространство между обсадной колонной 5 и колонной труб 8, а также между обсадной колонной 5 и наружной трубой 11 фильтра 9), 16 - насос для подъема продукции скважины (нефти) на поверхность, 17 - насос для закачки воды в нижний пласт 1.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный нижним 1 и верхним 2 продуктивными пластами (фиг. 1) с терригенным или карбонатным типом коллектора и разделенные не коллектором 3, вскрыты скважиной 4. Скважина 4 обсажена колонной 5, зацементирована цементным кольцом 6 и вторично вскрыта перфорацией 7 в продуктивных пластах 1 и 2. Либо продуктивная часть пластов 1 и/или 2 может иметь открытый ствол.

В ствол скважины 4 спускают на колонне труб 8 фильтр 9. Фильтр 9 представляет из себя трубу в трубе и имеет следующую конструкцию (фиг. 1, 2): внутренняя труба 10 имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, наружная труба 11 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярные отверстия диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м.

Данные крайние значения были выявлены исследованиями, которые показали, что в абсолютном большинстве случаев при таких параметрах депрессия в стволе скважины позволяет воде проникать через поверхность наружной трубы 11 с отверстиями с гидрофильным покрытием, а нефти - через поверхность внутренней трубы 10 с отверстиями с гидрофобным покрытием. При этом нефть не проникает через поверхность с отверстиями с гидрофильным покрытием, а вода не проникает через поверхность с отверстиями с гидрофобным покрытием.

Диаметр колонны труб 8, на которых спускается фильтр 9, равен диаметру внутренней трубы 10 фильтра 9. Внутренняя труба 10 имеет длину большую, чем наружная 11. Наружную трубу 11 размещают не ниже верхнего пласта 2, а внутреннюю 10 - не ниже нижнего пласта 1. Между обсадной колонной 5 и низом наружной трубы 11 выше верхнего пласта 2 устанавливают пакер 12, что позволяет жидкости из верхнего пласта 2 попадать непосредственно в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9. Также между обсадной 5 колонной и низом внутренней трубы 10 выше нижнего пласта 1 устанавливают пакер 14, что не позволяет попадать воде из нижнего пласта 1 в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9.

Двигаясь из верхнего продуктивного пласта 2 в ствол скважины 4, жидкость попадает в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытием. Жидкость разделяется на нефть, которая, попадая в наружную трубу 11 и затем в затрубное пространство 15, насосом 16 поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу 10, насосом 17 закачивается в нижний пласт 1.

Закачку воды из верхнего пласта 2 в нижний 1 необходимо проводить при совместимости их пластовых вод, во избежание выпадения солей. Либо добавлять реагенты против выпадения солей с поверхности в колонну труб 8, соединяющуюся с внутренней трубой 10 фильтра 9.

Аналогичные операции проводят на других скважинах. Таким образом, создают систему разработки, в которой добывающие скважины верхнего пласта 2 одновременно являются нагнетательными скважинами нижнего пласта 1.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышение эффективности заводнения и, как следствие, увеличение нефтеотдачи залежи.

Пример конкретного выполнения способа

Участок нефтяной залежи, представленный нижним 1 и верхним 2 продуктивными пластами (фиг. 1) с терригенным типом коллектора, и разделенные глинистым прослоем не коллектора 3 вскрыты вертикальной скважиной 4. Пласт 1 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 7 м залегает на глубине 1690 м, пласт 2 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 6 м залегает на глубине 1635 м.

Скважина 4 обсажена колонной 5 диаметром 168 мм, зацементирована цементным кольцом 6 и вторично вскрыта перфорацией 7 в продуктивных пластах 1 и 2.

Предварительные исследования совместимости пластовых вод обоих пластов показали возможность их взаимного использования для целей поддержания пластового давления.

В ствол скважины 4 спускают между верхним 2 и нижним 1 пластами на колонне насосно-компрессорных труб 8 диаметром 60 мм фильтр 9.

Фильтр 9 представляет из себя трубу в трубе и имеет следующую конструкцию (фиг. 1, 2): внутренняя труба 10 диаметром 60 мм имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности 99% (продукт фирмы «Кварц», марка К1-3ФС; поверхность получают путем разведения данного продукта с краской на водной основе, нанесения на поверхность и последующего высыхания), капиллярные отверстия диаметром 2 мм и плотностью 50 отв./м, наружная труба 11 диаметром 102 мм имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности 99% (продукт фирмы «Кварц», марка К1-3ГФ; поверхность получают путем разведения данного продукта с краской на углеводородной основе, нанесения на поверхность и последующего высыхания), капиллярные отверстия диаметром 2 мм и плотностью 50 отв./м.

Внутреннюю трубу 10 фильтра 9 выполняют длиной 90 м, а наружную 11 длиной 41 м. Наружную трубу 11 размещают не ниже верхнего пласта 2, а внутреннюю 10 - не ниже нижнего пласта 1. Между обсадной колонной 5 и низом наружной трубы 11 выше верхнего пласта 2 устанавливают пакер 12, что позволяет жидкости из верхнего пласта 2 попадать непосредственно в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9. Также между обсадной 5 колонной и низом внутренней трубы 10 выше нижнего пласта 1 устанавливают пакер 14, что не позволяет попадать воде из нижнего пласта 1 в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9.

Скважину пускают в работу. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта 2 в ствол скважины 4, жидкость попадает в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих труб фильтра с гидрофобным и гидрофильным покрытием. Жидкость разделяется на нефть, которая, попадая в наружную трубу 11 и затем в затрубное пространство 15, насосом 16 поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая во внутреннюю трубу 10, насосом 17 закачивается в нижний пласт 1.

Аналогичные операции проводят на других скважинах. Таким образом, создают систему разработки, в которой добывающие скважины верхнего пласта 2 одновременно являются нагнетательными скважинами нижнего пласта 1.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.

В результате за время разработки залежи, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98%, с одного элемента, включающего по одной добывающей и соответственно этой же нагнетательной скважине на каждом пласте, добыто всего 167,3 тыс. т нефти (в т.ч. 103,6 тыс. т - с верхнего пласта 2 и 63,7 тыс. т - с нижнего пласта 1 за счет закачки воды) за 34 года разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,313. По прототипу при прочих равных условиях добыто 147,0 тыс. т нефти (в т.ч. 95,7 тыс. т - с верхнего пласта 2 и 51,3 тыс. т - с нижнего пласта 1 за счет закачки воды) за 30 лет разработки, КИН составил 0,275. По прототипу скважина обводнилась до 98% на 6 лет раньше, чем по предлагаемому способу. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,038.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышения эффективности заводнения и, как следствие, увеличения нефтеотдачи залежи.