СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью, в том числе в скважинах с горизонтальным и боковым стволом. Изобретение обеспечивает расширение технологических возможностей ЭЦН при эксплуатации в скважинах с боковым и горизонтальным стволом, в том числе в малодебитном фонде, где использование ЭЦН осложнено из-за низкой продуктивности пласта, а эксплуатация в режиме накопления (периодическая эксплуатация) не рентабельна.

Способ включает откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти с частью воды на дневную поверхность, используя систему внутрискважинной сепарации, образованную двумя камерами, за счет установки пакера и расчетной длины хвостовика из НКТ над пакером. При этом вода, отсепарированная при расчетном режиме эксплуатации, возвращается через обратный клапан, установленный на пакере, под давлением столба жидкости в кольцевом пространстве над пакером в пласт. При этом один насос извлекает жидкость из-под пакера, создавая необходимую депрессию на пласт, для дренирования нефти из пласта и поступления обогащенной нефтью жидкости по НКТ на прием насоса и сброса во вторую камеру. Второй насос, погруженный под динамометрический уровень жидкости, сформировавшийся во второй камере, откачивает жидкость на дневную поверхность.

Т.к. прием нижнего насоса находится значительно выше клапана для сброса избыточной воды в пласт, а прием верхнего насоса находится выше приема нижнего насоса, то жидкость из пласта проходит две стадии сепарации. Первая стадия - это сепарация в колонне НКТ, соединяющей подпакерное пространство с приемом насоса нижнего, а вторая стадия - это сепарация в кольцевом пространстве. Таким образом, на прием верхнего насоса поступает жидкость с меньшей степенью обводненности, чем на прием нижнего насоса.

Контроль за заданным режимом эксплуатации ведется с помощью датчиков давления, температуры и влагосодержания, установленных в зоне раздела сред в НКТ до приема нижнего насоса и в затрубном пространстве над приемом верхнего насоса.

Управление заданным режимом эксплуатации ведется по программе режима эксплуатации с помощью управляемого штуцера на приеме нижнего насоса и частотного привода насосов.

Наиболее близким к предложенному изобретению является способ добычи нефти из скважин на нескольких горизонтах и способ подъема скважинной продукции и закачки рабочего агента в пласт, заключающийся в том, что из скважин нефть и воду откачивают раздельно или в заданном их сочетании двумя глубинными насосами, установленными на различных глубинах в верхней и нижней камерах накопителях, в которых соответственно поступают нефть и вода, при котором нефть поступает с верхней стороны камеры и стекает к насосу откачки сверху вниз, а вода - с нижней стороны камеры по "хвостовику", из которого она поступает по трубке, заканчивающейся в верхней части камеры-накопителя, которая соединена кольцевым пространством, образованным между полым штоком, соединяющим нижний насос откачки с насосом-двигателем, и частью колонны подъемных труб, расположенной концентрично к полому штоку, соединенной с верхней камерой-накопителем, по которой может всплывать нефть, которая далее может быть откачана по отдельным каналам на поверхности земли, или нефть - на поверхность земли, а вода по кольцевому каналу вниз, ниже водонефтяного контакта в нефтеносный пласт или по горизонтальному стволу скважины в его удаленные зоны, в сторону подошвенных частей нефтеносной залежи (Патент РФ №2290497, кл. E21B 43/14, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Известный способ обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность.

Однако способ осуществляется сложной технологической схемой и оборудованием, которое в силу конструктивных особенностей не позволяет автоматизировать процесс контроля за эксплуатацией и минимизировать процесс обводненности добываемого продукта.

В предложенном изобретении решается вопрос автоматизации и контроля за качеством извлекаемого продукта, что обеспечивает минимизацию обводненности и исключение возможности вторичного проникновения в пласт извлеченной из пласта нефти за счет максимального использования стандартного оборудования в технологической схеме добычи нефти, а вторичное попадание нефти в пласт невозможно, т.к. применяемое оборудование обеспечивает на пласт расчетную депрессию, а избыточная вода дренирует в пласт, до тех пор пока не уравновесится давление, создаваемое столбом жидкости над пакером.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность, избыточная вода, проходя через двухкамерную систему, включающую в себя два сепаратора, возвращается в призабойную зону пласта, образуя застойную зону для воды и фильтрации нефти с последующим ее всплытием на прием нижнего насоса.

За счет применения системы контроля за качеством продукта, поступающего на прием верхнего насоса и управляемого штуцера на выкиде нижнего насоса, достигается такой режим эксплуатации, при котором нижний насос подает в верхнюю камеру минимально обводненную нефть за счет отбора расчетного количества жидкости, равного объему всплывших капель нефти на прием нижнего насоса. Т.к. воздействие на пласт статического давления динамического уровня верхней камеры исключено, то можно добиться максимальной депрессии на пласт.

Периодическое формирование кратковременного режима снижения давления в призабойной зоне ниже давления насыщения создает ускоренное всплытие капель нефти за счет ее флотации пузырьками газа.

На рис. 1 представлена применяемая для решения поставленной задачи компоновка.

При откачке из пласта 1 через скважину 2 нефти на дневную поверхность и сброса отсепарированной воды в пласт используется система двух камер, в которой из камеры нижней 3 жидкость откачивается насосом 4 в верхнюю камеру. По мере продвижения жидкости к хвостовику - сепаратору 5 - происходит гравитационная сепарация, при которой капли нефти двигаются вверх с определенной скоростью, к приему насоса, находящемуся в зоне максимальной нефтенасыщенности столба жидкости, а вода стекает в нижнею зону хвостовика.

Обогащенная нефтью жидкость нижним насосом сбрасывается в затрубное пространство - верхняя камера 6. В верхней камере происходит вторая сепарация добываемой жидкости и на прием верхнего насоса 7 поступает еще более обогащенная нефтью жидкость, которая насосом подается на дневную поверхность. За счет того, что верхняя и нижняя камера герметично разъединены, и столб жидкости над верхним насосом не давит на пласт, то давление в нижней камере определяется технологической потребностью и создается напором нижнего насоса

Т.к. производительность верхнего насоса 7 меньше производительности нижнего насоса 4 на расчетную величину, то при достижении динамического уровня 11 критической величины происходит открывание клапана 8 и вода под давлением столба жидкости сбрасывается из верхней камеры в нижнюю до тех пор, пока не уравняется давление. Расположение пакера 9 на максимально низкой отметке над кровлей продуктивного пласта позволяет максимально эффективно использовать энергию сбрасываемой воды, а т.к. обратный клапан управляется на устье по данным давления и влагосодержания, полученным от ТМС 10, то количество сбрасываемой воды определяется по перепаду давления в единицу времени. При этом датчик влагосодержания, размещенный в ТМС, позволяет контролировать и обеспечивать минимизацию обводненности добываемого продукта, а датчик давления обеспечивать необходимый динамический уровень.

При этом максимальная производительность верхнего насоса 7 устанавливается в зависимости от условий гравитационного раздела пластовой жидкости в скважине на нефть и воду, а нижнего насоса 4 из расчета максимально допустимой депрессии на пласт.

Признаками изобретения являются:

1. Откачка из пласта через скважину нефти на дневную поверхность верхним насосом и возврат отсепарированной воды из верхней камеры в нижнюю за счет создания перепада давления, при котором давление под пакером на расчетный период времени становится меньше, чем над пакером, за счет откачки низкообводненной нефти из нижней камеры нижним насосом.

2. Расположение приема нижнего насоса ниже клапана сброса воды из верхней камеры в нижнюю.

3. Наличие в пакере управляемого клапана для периодического сброса воды.

4. Соотношение производительности и напора верхнего и нижнего насосов в зависимости от соотношения высоты подъема жидкости на дневную поверхность, пластового давления и заданной депрессией на пласт.

5. Подбор производительности верхнего насоса из условия времени гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки верхним насосом нефти с минимальным содержанием воды.

6. Подбор производительности и напора нижнего насоса из условия создания под пакером (в нижней камере) кратковременной депрессии ниже давления насыщения и долговременного режима откачки жидкости из-под пакера в верхнюю камеру для создания условий по п. 1