Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине и внутрискважинной и/или межскважинной перекачкой отделившейся пластовой воды или при эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, который предусматривает размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту кустовым способом, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При этом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов. Затем бурят добывающие скважины. При этом если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважины продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов. После завершения разбуривания участка в пределах куста с учетом полученной максимально возможной геологической информации скважин группируют в единую систему разработки по отношению к нижнему, а заводнение пластов при этом через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка (Патент РФ №2158821, опубл. 10.11.2000).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ межскважинной перекачки жидкости, который включает отбор нефти из пласта, отбор пластовой воды через водозаборные скважины и закачку пластовой воды через нагнетательные скважины в пласт. Согласно изобретению межскважинную перекачку жидкости проводят при обводнении добываемой нефти выше предела рентабельности ее добычи - при обводненности добываемой нефти порядка 98,0-99,9%. В качестве водозаборных скважин используют бывшие добывающие скважины. Отбор пластовой воды ведут из обводнившегося продуктивного пласта, закачку пластовой воды через нагнетательные скважины ведут в пласт с невыработанными запасами нефти. Отбор нефти из пласта ведут через водозаборную скважину. В водозаборной скважине разделяют нефть и воду. Воду отбирают по колонне насосно-компрессорных труб и по выкидной и водопроводной линии закачивают в нагнетательные скважины. Нефть накапливают в межтрубном пространстве скважины. После заполнения межтрубного пространства скважины нефтью скважину останавливают, организуют циркуляцию жидкости в скважине, нефть из межтрубного пространства вытесняют в нефтепровод обратным потоком воды и запускают скважину в работу. При этом время заполнения межтрубного пространства скважины нефтью определяют по аналитическому выражению (Патент РФ №2290500, опубл. 27.12.2006 - прототип).

Недостатком известных технических решений является невысокая степень разделения пластовой продукции на нефть и воду, невысокая эффективность нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.

В предложенном изобретении решается задача повышения степени разделения пластовой продукции на нефть и воду, и повышение эффективности нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.

Задача решается способом эксплуатации скважины, заключающимся 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, патрубком с отверстиями на наружной колонне насосно-компрессорных труб, разделяют скважину пакером над нижним продуктивным пластом, подают пластовую продукцию глубинным насосом в циклическом режиме «подача-остановка» из нижнего продуктивного пласта по колонне насосно-компрессорных труб, через коммутатор, межтрубное пространство между внутренней и наружной колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок и отверстия патрубка 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 жидкости продолжительностью полуцикла работы глубинного насоса «остановка» и расстоянием между коммутатором и патрубком 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.

Сущность изобретения

Существующие технические решения, направленные на скважинную сепарацию (разделение) пластовой продукции на нефть и воду, обладают невысокой степенью разделения пластовой продукции на нефть и воду, невысокой эффективностью нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.

Невысокая степень разделения пластовой продукции связана с применением динамического режима разделения, при котором скважинный насос работает в постоянном режиме. При этом создается турбулентное движение жидкости, способствующее перемешиванию нефти и воды и замедлению разделения жидкостей.

Невысокая эффективность нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке обусловлена появившемся в скважине нефтяным газом, являющимся сжимаемой средой и создающим в скважине своеобразный буфер, на сжатие которого тратится основная энергия насоса, тогда как давление закачки воды при межскважинной или внутрискважинной перекачке оказывается недостаточным для закачки воды в пласты.

В предложенном изобретении решается задача повышения степени разделения пластовой продукции на нефть и воду и повышение эффективности нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке. Задача решается следующим образом.

Скважину снабжают компоновкой, представленной на фиг.1.

Компоновка содержит снизу вверх: пакер 1, разобщающий нижний продуктивный 2 и верхний поглощающий пласт 3, установленный на колонне насосно-компрессорных труб 4, на которой выше размещен электроцентробежный насос 5, снабженный расходомером и системой телеметрии (не показаны). На верхнем конце колонны насосно-компрессорных труб 4 установлен коммутатор 6, соединенный с двумя концентрично расположенными наружной 7 и внутренней 8 колоннами насосно-компрессорных труб, патрубком 9 с отверстиями 10 на наружной 7 колонне насосно-компрессорных труб. Коммутатор 6 соединяет внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб 4 с межтрубным пространством между наружной 7 и внутренней 8 колоннами насосно-компрессорных труб, которое в свою очередь соединено с патрубком 9 и через отверстия 10 патрубка 9 с межтрубным пространством скважины 11 между эксплуатационной колонной 12 и наружной 7 колонной насосно-компрессорных труб. Одновременно коммутатор 6 соединяет межтрубное пространство скважины 10 с внутренним пространством внутренней 8 колонны насосно-компрессорных труб. На устье скважина 11 имеет обвязку с запорной арматурой и штуцерами. Внутренняя 8 колонна насосно-компрессорных труб соединена трубопроводами с одной или несколькими нагнетательными скважинами (не показаны). Скважину эксплуатируют следующим образом.

Разделяют скважину пакером 1 над нижним продуктивным пластом 2, подают пластовую продукцию электроцентробежным насосом 5 в циклическом режиме «подача-остановка» из нижнего продуктивного пласта 2 по колонне насосно-компрессорных труб 4, через коммутатор 6, межтрубное пространство между внутренней 8 и наружной 7 колоннами насосно-компрессорных труб, патрубок 9 и отверстия 10 в межтрубное пространство между эксплуатационной колонной 12 скважины 11 и наружной 7 колонной насосно-компрессорных труб. Создают и поддерживают в верхней части скважины 11 давление не менее давления разгазирования нефти и не более допустимого давления на эксплуатационную колонну 12. В верхней части скважины 11 организуют разделение пластовой продукции на нефть и воду. Регулируют полноту разделения продолжительностью полуцикла работы электроцентробежного насоса 5 «остановка» и расстоянием между коммутатором 6 и патрубком 9 с отверстиями 10. Направляют нефть в нефтяную линию. Ограничивают расход нефти штуцированием и запорной арматурой типа задвижек. В зависимости от потребностей системы поддержания пластового давления подают воду через коммутатор 6 во внутреннюю 8 колонну насосно-компрессорных труб и по наземному трубопроводу в нагнетательную скважину межскважинной перекачкой воды и/или по межтрубному пространству между эксплуатационной колонной 12 и наружной 7 колонной насосно-компрессорных труб и колонной насосно-компрессорных труб 4 с пакером 1 в верхний поглощающий пласт 3 над пакером 1 внутрискважинной перекачкой воды. Путь подачи воды регулируют запорной арматурой на устье скважины, перекрывая или открывая выход из внутренней 8 колонны насосно-компрессорных труб.

В результате удается избежать разгазирования нефти в скважине и, тем самым, создать условия для организации высокого давления, достаточного для закачки воды в циклическом режиме. Циклический режим благотворно сказывается на приемистости скважины и вытеснении нефти из застойных зон залежи. Также позволяет производить разделение нефти значительное время в статическом режиме, что предопределяет полноту сепарации.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют водозаборную скважину, добывающую пластовую воду для целей поддержания пластового давления с содержанием нефти 2,8%. Давление разгазирования нефти составляет 8,4 МПа, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 11,0 МПа. Скважину 11 оборудуют согласно фиг.1. Продуктивный пласт 2 расположен на глубине 1798 м. В качестве глубинного насоса 5 используют электроцентробежный насос марки ЭЦНА-160-2000 производительностью 160 м³/сут, напором 2000 м, оснащенный устройством плавного пуска. Коммутатор 6 размещен на глубине 1300 м, переводники с отверстиями 9 - на глубине 290 и 300 м соответственно. Внутренняя колонна насосно-компрессорных труб 8 имеет условный диаметр 48 мм, наружная 7-89 мм. Колонна насосно-компрессорных труб 4 имеет условный диаметр 73 мм. Патрубки 9 имеют по 12 калиброванных отверстий 10 диаметром 20 мм. Скважина 11 имеет эксплуатационную колонну 12 с условным диаметром 168 мм.

Периодический режим работы электроцентробежного насоса 5 назначают следующим: 8 мин - работа, 2 мин - остановка. Обвязкой на линии подачи нефти на устье в скважине 11 поддерживают давление в пределах от 10,0 до 10,5 МПа. Суммарный дебит скважины при работе в периодическом режиме составляет 125 м³/сут. Жидкость, содержащая нефть и часть воды, в объеме 25 м³/сут поступает в нефтяную линию на групповую замерную установку. Дебит отделившейся нефти в данном объеме составляет 2,7 м³/сут. Очищенная от нефти вода в объеме 100 м³/сут закачивается в соседнюю нагнетательную скважину по системе наземных трубопроводов, реализуя межскважинную перекачку воды.

Применение предложенного способа на данной скважине позволило добывать дополнительно 2,7 м³/сут нефти, что свидетельствует о более полном разделении в скважине пластовой жидкости на нефть и воду. Повысилась приемистость пластов в нагнетательной скважине на 18%.

Применение предложенного способа позволит повысить степень разделения пластовой продукции на нефть и воду и повысить эффективности нагнетания отделившейся воды при меж- или внутрискважинной перекачке.