Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с двумя и более пластами, которые 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. Е21В 43/00, 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. Е21В 43/12, Е21В 43/38, опубл. 20.08.2013 - прототип).

Общими недостатками известных способов являются недостаточно эффективное разделение нефти и воды, сложность конструкции, излишний подъем на поверхность воды. Способ также не позволяет 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, увеличение нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяных залежей, включающем спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонн труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из верхнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в нижний пласт, подъем нефти на поверхность, согласно изобретению, в скважину спускают на отдельных колоннах труб два фильтра, фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем один фильтр имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, выше верхнего пласта устанавливают пакер для герметизации затрубного пространства, фильтры выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта, причем фильтр с гидрофильной поверхностью выполняют большей длиной, чем фильтр с гидрофобной поверхностью таким образом, чтобы пакер, устанавливаемый между эксплуатационной колонной и фильтром с гидрофильной поверхностью, располагался выше кровли нижнего продуктивного пласта, а конец фильтра с гидрофобной поверхностью размещался выше данного пакера, пакер не позволяет жидкости из верхнего пласта перетекать в нижний пласт по межтрубному пространству, двигаясь из верхнего продуктивного пласта в ствол скважины, жидкость попадает в межтрубное пространство, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая попадая через фильтр с гидрофобной поверхностью в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб, 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. Обозначения: 1 - нижний продуктивный пласт, 2 - верхний продуктивный пласт, 3 - неколлектор, 4 - добывающая скважина, 5 - обсадная колонна, 6 - цементное кольцо, 7 - перфорационные отверстия, 8, 9 - колонны труб, 10 - фильтр с гидрофобной поверхностью, 11 - фильтр с гидрофильной поверхностью, 12 - насос для подъема продукции скважины (нефти) на поверхность, 13 - насос для закачки воды в нижний пласт 1, 14 - пакер между обсадной колонной 5 и колоннами труб 8 и 9 выше продуктивного пласта 2, 15 - затрубное пространство (между обсадной колонной 5 и колоннами труб 8 и 9 выше верхнего продуктивного пласта 2), 16 - пакер между обсадной колонной 5 и низом фильтра 11 выше нижнего продуктивного пласта 1, 17 - межтрубное пространство (между обсадной колонной 5 и фильтрами 10 и 11 выше нижнего продуктивного пласта 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 неколлектором 3, вскрыт скважиной 4. Скважина 4 обсажена колонной 5, зацементирована цементным кольцом 6 и вторично вскрыта перфорацией 7 в продуктивных пластах 1 и 2. Либо скважина 4 имеет открытый ствол в продуктивных пластах 1 и/или 2.

В ствол скважины 4 спускают на колоннах труб 8 и 9 соответственно фильтры 10 и 11. Также в колонны труб 8 и 9 спускают соответственно насосы 12 и 13.

Фильтры 10 и 11 (фиг. 1) представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Фильтр 10 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а фильтр 11 - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%.

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 фильтра 11 с гидрофильным покрытием и капиллярными отверстиями, а нефти - через поверхность фильтра 10 с гидрофобным покрытием и капиллярными отверстиями. При этом нефть не проникает через фильтр с гидрофильным покрытием, а вода не проникает через фильтр с гидрофобным покрытием.

Данные поверхности получают путем нанесения устойчивых составов (гидрофильного или гидрофобного), либо фильтры изготовляют из соответствующих материалов.

Выше верхнего пласта 2 устанавливают пакер 14 для герметизации затрубного пространства 15 над верхним пластом 2. Фильтры 10 и 11 выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта 1. Фильтр 11 с гидрофильной поверхностью выполняют большей длиной, чем фильтр 10 с гидрофобной поверхностью таким образом, чтобы пакер 16, устанавливаемый между эксплуатационной колонной 5 и фильтром 11 с гидрофильной поверхностью, располагался выше кровли нижнего продуктивного пласта 1, а конец фильтра 10 с гидрофобной поверхностью размещался выше данного пакера 16. Пакер 16 не позволяет жидкости из верхнего пласта 2 перетекать в нижний пласт 1 по межтрубному пространству 17.

Двигаясь из верхнего продуктивного пласта 2 в ствол скважины 4, жидкость попадает в межтрубное пространство 17, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров 10 и 11 с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр 10 с гидрофобной поверхностью в колонну труб 8, насосом 12 поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр 11 с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб 9, насосом 13 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 с поверхности в колонну труб 9 реагенты против выпадения солей.

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 неколлектора 3, вскрыт вертикальной скважиной 4. Пласт 1 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 10 м залегает на глубине 1750 м, пласт 2 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 7 м залегает на глубине 1690 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 взаимного их использования для целей поддержания пластового давления.

В ствол скважины 4 спускают на колоннах насосно-компрессорных труб 8 и 9 диаметром 60 мм соответственно фильтры 10 и 11. Также в колонны труб 8 и 9 выше фильтров спускают соответственно насосы 12 и 13.

Фильтры 10 и 11 (фиг. 1) представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром 2 мм и плотностью 50 отв./м. Фильтр 10 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности 99%, а фильтр 11 - гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности 99%. Данные поверхности получают путем нанесения устойчивых составов: гидрофильного (продукт фирмы «Кварц» марки К-3СФ) или гидрофобного (продукт фирмы «Кварц» марки К1-3ГФ). Для этого разводят гидрофильный порошок с краской на водной основе, наносят на поверхность и ждут высыхания. Аналогично поступают с гидрофобным порошком, который разводят в краске на углеводородной основе.

Выше верхнего пласта 2 устанавливают пакер 14 для герметизации затрубного пространства 15 над верхним пластом 2. Фильтры 10 и 11 выполняют длиной не ниже кровли нижнего пласта 1. Фильтр 11 с гидрофильной поверхностью выполняют длиной 60 м, фильтр 10 с гидрофобной поверхностью выполняют длиной 5 м. Таким образом, пакер 16, устанавливаемый между эксплуатационной колонной 5 и фильтром 11 с гидрофильной поверхностью, размещается выше кровли нижнего продуктивного пласта 1. Конец фильтра 10 с гидрофобной поверхностью также размещается выше данного пакера 16. Пакер 16 не позволяет жидкости из верхнего пласта 2 перетекать в нижний пласт 1 по межтрубному пространству 17.

Скважину пускают в работу. Двигаясь из верхнего продуктивного пласта 2 в ствол скважины 4, жидкость попадает в межтрубное пространство 17, где фильтруется через капиллярные отверстия соответствующих фильтров 10 и 11 с гидрофобным и гидрофильным покрытиями, разделяясь на нефть, которая, попадая через фильтр 10 с гидрофобной поверхностью в колонну труб 8, насосом 12 поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через фильтр 11 с гидрофильной поверхностью в другую колонну труб 9, насосом 13 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 186,6 тыс т нефти (в т.ч. 115,5 тыс т - с верхнего пласта 2, 71,1 тыс т - с нижнего пласта 1 за счет закачки воды) за 36 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,316. По прототипу при прочих равных условиях добыто 164,2 тыс т нефти (в т.ч. 104,4 тыс т - с верхнего пласта 2, 59,8 тыс т - с нижнего пласта 1 за счет закачки воды) за 31 год разработки, КИН составил 0,278. По прототипу скважина обводненилась до 98% на 5 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.