СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

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 нижнего пласта и закачкой воды в верхний 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).

Общим недостатком известных способов является 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 нефтяной залежи, включающем спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонн труб с насосами, а также установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность, согласно изобретению, в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб, фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной, двигаясь из нижнего продуктивного пласта по стволу скважины, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, 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 верхний пласт через перфорационные отверстия в колонне труб напротив данного пласта.

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 нижнего пласта на нефть и воду. Воду используют в целях закачки в этой же скважине в верхний 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 верхний 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, увеличение 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, откуда отбирается жидкость, 2 - верхний продуктивный пласт, куда закачивается вода, 3 - не коллектор, 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 верхний пласт 1, 14 - пакеры между обсадной колонной 5 и колоннами труб 8 и 9, 15 - перфорационные отверстия в колонне труб 9 напротив верхнего пласта 2, 16 - пакер в колонне труб 9.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный нижним 1 и верхним 2 продуктивными пластами (фиг.1) стерригенным или карбонатным типом коллектора и разделенные не коллектором 3, вскрыты скважиной 4. Скважина 4 обсажена колонной 5, зацементирована цементным кольцом 6 и вторично вскрыта перфорацией 7 в продуктивных пластах 1 и 2. Либо продуктивная часть пластов 1 и/или 2 может иметь открытый ствол.

В ствол скважины 4 спускают между верхним 2 и нижним 1 пластами на колоннах труб 8 и 9 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, 2) представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Фильтр 11 на колонне труб 9 имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Фильтр 10 на колонне труб 8 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%. Данные поверхности получают путем нанесения устойчивых составов (гидрофильного или гидрофобного), либо фильтры изготовляют из соответствующих материалов.

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

Верхний пласт 2 отсекают сверху и снизу пакерами 14, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта 1 жидкость не может перетекать в верхний пласт 2.

Напротив верхнего пласта 2, колонну труб 9 с гидрофильной поверхностью фильтра 11 выполняют перфорированной 15.

Двигаясь из нижнего продуктивного пласта 1 по стволу скважины 4, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров 10 и 11, 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 колонну труб 9, насосом 13 закачивается в верхний пласт 2.

Выше пласта 2 возможна установка пакера 16 в колонне труб 9, для предотвращения ее коррозии. При этом пакер 16 должен иметь герметичное отверстие для прохода кабеля насоса 13.

Закачку воды из нижнего пласта 1 в верхний 2 необходимо проводить только при совместимости их пластовых вод, во избежание выпадения солей. Либо добавлять реагенты против выпадения солей (в этом случае пакер 16 не устанавливают).

Аналогичные операции проводят на других скважинах. Таким образом, создают систему разработки, в которой добывающие скважины нижнего пласта 1 одновременно являются нагнетательными скважинами верхнего пласта 2.

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) стерригенным типом коллектора и разделенные глинистым прослоем не коллектора 3, вскрыты вертикальной скважиной 4. Пласт 1 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 8 м залегает на глубине 1690 м, пласт 2 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 6 м залегает на глубине 1635 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 между верхним 2 и нижним 1 пластами 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, 2) представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Фильтр 11 на колонне труб 9 имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Фильтр 10 на колонне труб 8 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 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.

Верхний пласт 2 отсекают сверху и снизу пакерами 14, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта 1 жидкость не может перетекать в верхний пласт 2.

Напротив верхнего пласта 2, колонну труб 9 с гидрофильной поверхностью фильтра 11 выполняют перфорированной 15.

Выше пласта 2 в колонне труб 9 устанавливают пакер 16, который имеет герметичное отверстие для прохода кабеля насоса 13.

Скважину пускают в работу. Двигаясь из нижнего продуктивного пласта 1 по стволу скважины 4, жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров 10 и 11, 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 колонну труб 9, насосом 13 закачивается в верхний пласт 2.

Аналогичные операции проводят на других скважинах. Таким образом, создают систему разработки, в которой добывающие скважины нижнего пласта 1 одновременно являются нагнетательными скважинами верхнего пласта 2.

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 159,1 тыс.т нефти (в т.ч. 96,5 тыс.т - с нижнего пласта 1, 62,6 тыс.т - с верхнего пласта 2 за счет закачки воды) за 34 года разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,313. По прототипу при прочих равных условиях добыто 139,8 тыс.т нефти (в т.ч. 89,5 тыс.т - с нижнего пласта 1, 50,3 тыс.т - с верхнего пласта 2 за счет закачки воды) за 29 лет разработки, КИН составил 0,275. По прототипу скважина обводнилась 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.