Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи пластового типа, и может быть использовано для поддержания пластового давления путем закачки попутной воды при снижении энергетических затрат.

Известен способ разработки многопластового нефтяного (газового) месторождения [см. пат. RU N 2038464, кл. E 21 B 43/10, 43/12, БИ N 18, 1995 г.], включающий создание в породе вокруг добывающих скважин выше продуктивных пластов или в верхней прикровельной части вышележащего продуктивного пласта резервуаров-каверн, оборудование скважин колоннами лифтовых труб, подачу добываемой продукции в среднюю часть каверн, отделение воды от углеводородов и отбор углеводородов из верхней части каверн, при этом каверны сооружают в скважинах двух и более разрабатываемых пластов. Причем по крайней мере в одной из скважин отделенную в каверне воду из продукции вышележащего продуктивного пласта направляют в нижележащий продуктивный пласт и одновременно с этим по крайней мере в одной из скважин отделенную в каверне воду из продукции нижележащего продуктивного пласта направляют в вышележащий продуктивный пласт без подъема на поверхность.

Недостатком способа является то что, во-первых, способ предполагает необходимость двух пластов, пластовые воды которых химически совместимы, т.е. не выделяют твердых осадков при их смешении. Во-вторых, этот способ по своему смыслу предполагает возможность осуществления фонтанной эксплуатации. В-третьих, при фонтанной эксплуатации трудно подобрать пласты, в которых существовал бы необходимый для реализации метода баланс пластовых давлений.

Известен также способ разработки нефтяного месторождения массивного типа [см. пат. RU N 2095551, кл. E 21 B 43/20, БИ N 31, 1997 г.]. Способ предусматривает совмещение в одной скважине вертикального и горизонтального стволов, вскрывающих один и тот же продуктивный пласт. Эксплуатация такой скважины осуществляется механизированным способом путем циклической смены закачки и отбора в разные стволы скважины. Для этого каждый раз скважину переоборудуют для закачки или отбора в параллельные стволы, что влечет за собой дополнительные материальные затраты.

Другим недостатком является то, что попутная вода в цикле отбора поднимается на поверхность, чтобы затем в цикле закачки быть закачанной снова в ту же скважину и в тот же пласт. Это приводит к значительным непроизводительным затратам на подъем попутной воды.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ добычи нефти из горизонтальных скважин [см. пат. RU N 2034132, кл. E 21 B 43/30, БИ N 12, 1997 г.], включающий бурение горизонтальной скважины и вертикального ствола от нее, расположенного ниже точки начала отклонения основного ствола горизонтальной скважины, спуск в вертикальный ствол глубинного насоса и отбор нефти из скважины на поверхность.

Недостатком известного способа является то, что имеющийся в наличии вертикальный ствол выполняет только технологические функции, а именно используется для размещения глубинного насоса и не имеет непосредственной гидравлической связи с продуктивным пластом. Кроме того, низкая эффективность при эксплуатации обводненных залежей, т.к. насос поднимает на поверхность попутную воду, что требует больших энергетических затрат, а также материальных затрат за счет использования дополнительного оборудования - трубы для охлаждающей жидкости.

Решаемая техническая задача состоит в том, чтобы создать такой способ разработки нефтяной залежи, который позволил бы совместить функции добывающей и нагнетательной скважины при минимальных энергетических и материальных затратах.

Целью предлагаемого изобретения является сокращение материальных затрат на добычу нефти за счет совмещения функций добывающей и нагнетательной скважин и возврата части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления (ППД) без подъема ее на поверхность.

Поставленная цель достигается описываемым способом разработки обводненной нефтяной залежи, включающим бурение вертикальной скважины и бокового горизонтального ствола от нее, спуск в вертикальный ствол глубинного насоса и отбор нефти из скважины на поверхность.

Новым является то, что сначала бурят вертикальную скважину, вскрывают перфорацией продуктивный пласт, извлекают нефть до истощения продуктивного пласта, затем бурят боковой горизонтальный ствол, при этом точку отхода горизонтального ствола располагают ниже динамического уровня жидкости в скважине, перфорируют в боковом стволе тот же продуктивный пласт, затем в вертикальном стволе устанавливают насос двойного действия так, что прием насоса для нефти располагается выше точки отхода бокового ствола, а прием насоса для воды - ниже этой точки, насос снабжен хвостовиком с пакером, который устанавливают в интервале от точки отхода до кровли продуктивного пласта в вертикальном стволе и эксплуатируют скважину так, что воду, поступившую вместе с нефтью из бокового горизонтального ствола, закачивают в тот же пласт через вертикальный ствол для ППД без подъема ее на поверхность.

Из доступных источников патентной и научно-технической литературы нам не известна заявленная совокупность отличительных признаков. Следовательно, предлагаемый способ отвечает критерию "существенные отличия".

На чертеже представлена схема размещения глубинно-насосного оборудования в вертикальной скважине с боковым горизонтальным стволом от нее.

Способ осуществляется в следующей последовательности.

На залежи бурят вертикальную добывающую скважину 1. Вскрывают перфорацией 2 продуктивный пласт 3. Устанавливают глубинно-насосное оборудование (насос одинарного действия) и эксплуатируют скважину до истощения продуктивного пласта. Затем извлекают глубинно-насосное оборудование из скважины и зарезают в этой скважине боковой горизонтальный ствол 4 в направлении невыработанной зоны пласта. Точку отхода горизонтального ствола 5 располагают ниже динамического уровня жидкости 6 в скважине, для того чтобы жидкость из бокового горизонтального ствола могла перетекать в вертикальный ствол. Затем вскрывают в боковом горизонтальном стволе перфорацией 7 тот же продуктивный пласт 2.

В вертикальном стволе устанавливают насос двойного действия 8 таким образом, чтобы прием насоса для нефти 9 располагался выше точки отхода бокового ствола 5, а прием насоса для воды 10 - ниже этой точки. Насос оборудуют хвостовиком 11, по которому будет перекачиваться попутная вода в зону закачки. На хвостовике устанавливают пакер 12. Ствол вертикальной скважины от динамического уровня 6 до пакера 12 образует гравитационный сепаратор, в котором происходит разделение воды и нефти в соответствии с их удельными весами. При этом водонефтяной раздел в скважине устанавливается на уровне точки отхода бокового ствола, поскольку нефть, поступившая из бокового ствола в скважину, всплывает в водной среде, и ниже точки отхода оказывается только вода.

Насос двойного действия 8, благодаря выбранному его расположению относительно точки отхода бокового ствола 5, забирает воду из нижней части гравитационного сепаратора через прием 10 и закачивает ее через хвостовик 11 в выработанную часть продуктивного пласта 2, компенсируя частично снижение пластового давления, происходящее вследствие отбора жидкости из того же пласта через боковой горизонтальный ствол 4. Одновременно с этим насос двойного действия забирает смесь нефти и воды из верхней части гравитационного сепаратора через прием 9 и поднимает ее на поверхность.

Ствол вертикальной скважины 1 ниже точки отхода 5 работает как нагнетательная скважина, а выше точки отхода 5 - как добывающая скважина. При этом количество поднимаемой попутной воды снижается за счет возврата ее в продуктивный пласт 3 через хвостовик 11 и перфорацию 2.

Эксплуатация скважин по предлагаемому способу позволяет:
1. Совместить в одной скважине функции добывающей и нагнетательной скважины.

2. За счет возврата попутной воды не допускать снижения пластового давления и добиться экономии воды для системы ППД.

3. Сократить затраты электроэнергии на подъем, подготовку и закачку попутной воды.

4. Снизить обводненность добываемой продукции и тем самым затраты на ее перекачку и обезвоживание.

5. По сравнению со способом сброса попутной воды в другой пласт уменьшить потери нефти и улучшить состояние охраны недр.

Пример конкретного выполнения.

Вертикальная скважина, эксплуатировавшая девонский пласт на глубине 1700 м, достигла обводненности 75%. В скважине работал одинарный насос с диаметром плунжера 44,5 мм. Динамический уровень находился при этом на глубине 700 м. Было принято решение перевести ее на эксплуатацию по предлагаемому способу.

После извлечения эксплуатационного оборудования из скважины зарезали боковой горизонтальный ствол 4, установив точку отхода 5 на глубине 1000 м, и вскрыли перфорацией 7 тот же продуктивный пласт 3. Заменили насос одинарного действия насосом двойного действия. При этом решили сохранить производительность скважины по жидкости на том же уровне и при том же режиме откачки. Для этого должно выполняться приближенное соотношение
D_пл ² ≈ D_н ² + D_в 2 (1)
где D_пл - диаметр плунжера насоса одинарного действия, мм;
D_н - диаметр плунжера насоса двойного действия для нефти, мм;
D_в - то же для воды, мм.

Чтобы нефть не захватывалась плунжером насоса для воды и не закачивалась обратно в пласт, должно выполняться условие:

где B - обводненность продукции скважины, %.

Путем подбора из стандартных размеров плунжеров находим D_н=27 мм, В_в=38 мм. Оба условия удовлетворены. Выбранный насос двойного действия обеспечивает несколько большую производительность (на 9,7%) при том же режиме откачки. Нефть при таком соотношении диаметров плунжеров будет подниматься на поверхность частично с водой.

Затем оцениваем обводненность продукции при таком способе эксплуатации. Количество поднимаемой жидкости на поверхность пропорционально величине D_н ². Тогда количество нефти, которая содержится в продукции скважины при данной обводненности и производительности насоса двойного действия, пропорционально
(D_н ² + D_в ²)(1-B) (3)
откуда результирующая обводненность продукции составила

Подстановка значений в формулу (4) дает величину B_рез = 25,5%.

Таким образом, эксплуатация данной скважины по предлагаемому способу снижает обводненность продукции 75% до 25,5%, при этом попутная вода возвращается обратно в свой пласт.

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки обводненной нефтяной залежи складывается за счет совмещения функций добывающей и нагнетательной скважин в одной скважине, возврата части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт и снижения материальных затрат на добычу нефти.