Результат интеллектуальной деятельности: Способ эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяной скважины с наличием подошвенной воды.

Известен способ добычи нефти, включающий раздельную откачку из продуктивного пласта через скважину нефти на дневную поверхность и воды в нижележащий горизонт двумя насосами, установленными на различных глубинах. Согласно изобретению, в качестве нижнего насоса используют электроцентробежный насос, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик с пакером, устанавливаемым над кровлей пласта, в который производят закачку воды, или ниже, верхний насос устанавливают на максимальной высоте, соотношение производительностей нижнего и верхнего насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, а общую производительность насосов подбирают из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти. Дополнительно в пространство между нижним и верхним насосами дозируют деэмульгатор (патент РФ № 2290497, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.12.2006).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ эксплуатации скважины, включающий раздельную откачку из верхнего продуктивного пласта нефти на дневную поверхность верхним насосом, установленным на максимальной рабочей высоте режима эксплуатации, и воды в водонасыщенную подошвенную область пласта или нижележащий водопоглощающий пласт нижним электроцентробежным насосом, обращенным вниз и имеющим снизу хвостовик с пакером, установленным над кровлей водопоглощающего пласта или в подошвенной области пласта, с соотношением производительностей нижнего и верхнего насосов, подобранной в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, и общей производительностью насосов, подобранной из условия гравитационного разделения пластовой жидкости в скважине на нефть и воду и откачки нижним насосом воды, не содержащей нефти. В известном способе между верхним и нижним насосами на рабочей глубине режима депрессии размещают средний электроцентробежный насос с производительностью, большей производительности верхнего насоса, периодически меняют режим эксплуатации скважины на режим депрессии, для чего отключают верхний насос и включают средний и нижний насосы, при этом предварительно перфорируют водонасыщенную подошвенную область пласта или водопоглощающий пласт ниже водонефтяного контакта на расстоянии не менее 5 м, в колонне насосно-компрессорных труб между насосами выполняют две группы отверстий: нижнюю группу отверстий размещают выше перфорации продуктивного пласта на расстоянии в пределах от 50 до 100 м, верхнюю группу отверстий размещают на расстоянии от нижней группы отверстий в пределах от 50 до 300 м (патент РФ № 2382181, кл. Е21В 43/12, опубл. 20.02.2010 - прототип).

Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность, т.к. часть нефти закачивается в водонасыщенный пласт или зону пласта. Кроме того, не учитывается переходная зона пласта от водонасыщенной до нефтенасыщенной, которая увеличивается для более низкопроницаемых пластов и может достигать нескольких метров в толщину. В результате накопленная добыча нефти при эксплуатации скважины остается низкой.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой, включающем вторичное вскрытие нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта, спуск в скважину двух насосов, раздельную откачку данными насосами нефти и воды с производительностью, подобранной в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, подъем отбираемой нефти на дневную поверхность и закачку отбираемой воды в водонасыщенный пласт, согласно изобретению, предварительно геофизическими методами определяют уровень водо-нефтяного контакта в пласте и его толщину h, т.е. толщину переходной зоны от чисто нефтенасыщенной к чисто водонасыщенной частям пласта, в скважину спускают одно- или двухлифтовое оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта, устанавливают пакер высотой c=(0,2-1)·h, причем нижний край пакера размещают в зоне, где начинается чисто водонасыщенная часть пласта, перфорацию нефтенасыщенной части пласта выполняют на расстоянии a=(0,2-1,2)·h выше пакера, перфорацию водонасыщенной части пласта выполняют на расстоянии b=(0,5-2,0)·h ниже пакера, верхний насос размещают выше перфорационных отверстий в нефтенасыщенной части пласта, а нижний – не выше интервалов перфорации водонасыщенной части пласта, режим работы насосов подбирают таким образом, чтобы не допускать образование обратного конуса, т.е. попадания нефти в скважину под пакером.

Сущность изобретения

На эффективность эксплуатации нефтяной скважины, вскрывшей пласт с наличием водо-нефтяного контакта, существенное влияние оказывает конус водообразования, в результате которого скважина значительно обводняется. Существующие технические решения не в полной мере позволяют решить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой.

Способ реализуют следующим образом.

После бурения новой добывающей скважины проводят геофизические исследования в открытом стволе. Если с помощью скважиныуже эксплуатируют пласт, то поднимают материалы геофизических исследований после бурения. По материалам определяют уровень водо-нефтяного контакта в пласте и его толщину h, т.е. толщину переходной зоны от чисто нефтенасыщенной к чисто водонасыщенной частям пласта.

В скважину спускают одно- или двухлифтовое оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта. Выбор компоновки зависит от диаметра скважины. При однолифтовой системе насосы размещают на одной насосно-компрессорной трубе (НКТ), при двухлифтовой – на двух отдельных НКТ.

Далее устанавливают пакер высотой c=(0,2-1)·h, причем нижний край пакера размещают в зоне, где начинается чисто водонасыщенная часть пласта. Перфорацию нефтенасыщенной части пласта выполняют на расстоянии a=(0,2-1,2)·h выше пакера. Перфорацию водонасыщенной части пласта выполняют на расстоянии b=(0,5-2,0)·h ниже пакера 5.

Согласно расчетам, при высоте (длине) пакера 5 c< 0,2·h, повышается вероятность конусообразования и подтягивания подошвенной воды к верхним интервалам перфорации, тогда как при с>h, доля нефти из нефтенасыщенной части пласта может подтягиваться к нижним интервалам перфорации, т.е. может образоваться обратный конус. При выполнении перфорации нефтенасыщенной части пласта на расстоянии a<0,2·h выше пакера, повышается вероятность конусообразования и подтягивания подошвенной воды к данным интервалам перфорации, тогда как при a>1,2·h, доля нефти из нефтенасыщенной части пласта может подтягиваться к нижним интервалам перфорации, т.е. может образоваться обратный конус. При выполнении перфорации водонасыщенной части пласта на расстоянии b<0,5·h ниже пакера, доля нефти из нефтенасыщенной части пласта может подтягиваться к нижним интервалам перфорации, т.е. может образоваться обратный конус, тогда как при b>1,2·h, повышается вероятность конусообразования и подтягивания подошвенной воды к верхним интервалам перфорации. Во всех случаях эффективность способа снижается.

Верхний насос размещают выше перфорационных отверстий в нефтенасыщенной части пласта, а нижний насос – не выше интервалов перфорации водонасыщенной части пласта.

Возможно размещение насосов на отдельных НКТ при двухлифтовой системе ОРЭ. Данными насосами осуществляют раздельную откачку соответственно нефти и воды. Режим работы насосов подбирают таким образом, чтобы не допускать образование обратного конуса, т.е. попадания нефти в скважину под пакером. Отбираемую нефть по одним НКТ поднимают на дневную поверхность. Отбираемую воду по другим НКТ используют для внутрискважинной перекачки (воду закачивают в верхний или нижний водонасыщенный пласт на данной скважине с подъемом на дневную поверхность и подготовкой, либо без подъема на дневную поверхность) или межскважинной перекачки (закачку воды осуществляют в другую скважину с соответствующим подъемом воды на дневную поверхность, также возможна при этом подготовка).

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти, дренируемых скважиной 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На залежи бурят новую добывающую скважину, проводят геофизические исследования в открытом стволе. Глубина залегания кровли пласта составляет 1610 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7 м, средняя проницаемость пласта 365 мД, начальное пластовое давление у кровли пласта 16 МПа. По материалам определяют уровень водо-нефтяного контакта в пласте, нижняя часть которого составила 1618 м, и его толщину (переходная зона) h=1 м. Скважину обсаживают эксплуатационной колонной диаметром 5 дюймов и цементируют.

Далее в скважину спускают двухлифтовое оборудование для ОРЭ водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта. Насосы размещают на отдельных НКТ . Затем устанавливают пакер высотой c=1·h=1 м, причем нижний край пакера размещают в зоне, где начинается чисто водонасыщенная часть пласта. Перфорацию нефтенасыщенной части пласта выполняют на расстоянии a=1,2·h= 1,2·h= 1,2 м выше пакера. Перфорацию водонасыщенной части пласта выполняют на расстоянии b=2,0·h =2,0·1 =2,0 м ниже пакера.

Верхний насос размещают выше перфорационных отверстий в нефтенасыщенной части пласта, а нижний насос – не выше интервалов перфорации водонасыщенной части пласта. Данными насосами осуществляют раздельную откачку соответственно нефти и воды.

Отбираемую нефть по одним НКТ поднимают на дневную поверхность. Отбираемую воду по другим НКТ используют для внутрискважинной перекачки, при которой воду закачивают в верхний водонасыщенный пласт на данной скважине с подъемом на дневную поверхность и подготовкой.

Режим работы насосов подбирают таким образом, чтобы не допускать образование обратного конуса, т.е. попадания нефти в скважину под пакером. Для этого отбираемую воду по НКТ исследуют на наличие нефти. Регулировку режимов отбора насосов проводят таким образом, чтобы в исследуемой воде не содержалось нефти.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Пласт характеризуется иными геолого-физическими характеристиками, в частности низкой проницаемостью. Скважина уже пробурена и и помощью нее эксплуатируют пласт три года. Обводненность скважины за это время возросла с 5 до 90%, что связано с конусообразованием, т.е. подтягиванием подошвенной воды. Поднимают материалы геофизических исследований после бурения, анализируют и определяют уровень водо-нефтяного контакта в пласте и его толщину (переходная зона) h=4 м. Диаметр эксплуатационной колонны скважины составляет 4 дюйма. В скважину спускают однолифтовое оборудование для ОРЭ водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта. Насосы размещают на одной НКТ. Устанавливают пакер высотой c=0,2·h=0,2·4=0,8 м, перфорацию нефтенасыщенной части пласта выполняют на расстоянии a=2,2·h= 0,2·4= 0,8 м выше пакера, перфорацию водонасыщенной части пласта выполняют на расстоянии b=0,5·h =0,5·4 =2,0 м ниже пакера. Добычу нефти ведут по межтрубному пространству, а воды – по НКТ. Отбираемую воду по НКТ используют для межскважинной перекачки, при которой закачку воды осуществляют в другую скважину с соответствующим подъемом воды на дневную поверхность и подготовкой.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки запасов нефти, дренируемых скважиной.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98% было добыто 35,9 тыс.т нефти. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 28,6 тыс.т нефти. Эффективность, выражающаяся в приросте добычи нефти составила 7,3 тыс.т.

Предлагаемый способ позволяет увеличить добычу нефти со скважины за счет снижения конусообразования, т.е. уменьшения подтягивания подошвенной воды вследствие раздельной управляемой добычи нефти и воды.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой.