СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых залежей нефти, пласты которых 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. E21B 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. E21B 43/12, E21B 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. Способы также не позволяют 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 многопластовой нефтяной залежи, включающем спуск в ствол добывающей скважины колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из пласта, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность, согласно изобретению фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде, наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости, двигаясь из продуктивного пласта по стволу скважины, жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть, которая, попадая во внутреннюю трубу и затем в колонну труб, насосом поднимается на поверхность, и воду, которая, попадая через наружную трубу в межтрубное пространство с обсадной колонной, насосом закачивается в верхний пласт.

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. На фиг.2 приведено схематическое изображение разреза участка нефтяной залежи перпендикулярно стволу скважины. 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 - колонна труб, 9 - фильтр, 10 - внутренняя труба фильтра 9 с гидрофобным покрытием, 11 - наружная труба фильтра 9 с гидрофильным покрытием, 12 - пакер между обсадной колонной 5 и наружной трубой 11 фильтра 9, 13 - пространство между наружной 11 и внутренней 10 трубами фильтра 9, 14 - насос для подъема продукции скважины (нефти) на поверхность, 15 - насос для закачки воды в верхний пласт, 16 - пакер для герметизации пространства между обсадной колонной 5 и колонной труб 8 выше верхнего пласта 2.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, представленный нижним 1 и верхним 2 продуктивными пластами (фиг.1), с терригенным 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 колонне труб 8 фильтр 9. Фильтр 9 представляет из себя трубу в трубе и имеет следующую конструкцию (фиг.1, 2): внутренняя труба 10 имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы 10 не позволяет проходить воде. Наружная труба 11 имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем в нижней части фильтра 9 устанавливают пакер 12 между обсадной колонной 5 и наружной трубой 11 для герметизации данного пространства. Между наружной 11 и внутренней 10 трубами фильтра 9 в нижней части оставляют пространство 13 для прохода жидкости.

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 наружной трубы 11 с отверстиями с гидрофильным покрытием, а нефти - через поверхность внутренней трубы 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.

Двигаясь из продуктивного пласта 1 по стволу скважины 4, жидкость попадает в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9. Здесь жидкость фильтруется через капиллярные отверстия труб 10 и 11, разделяясь на нефть и воду. Вода, попадая во внутреннюю трубу 10 и затем в колонну труб 8, насосом 14 поднимается на поверхность. Нефть, попадая через наружную трубу 11 в межтрубное пространство с обсадной колонной 5, насосом 15 закачивается в верхний пласт 2.

Выше пласта 2 возможна установка пакера 16, для предотвращения коррозии обсадной колонны 5. При этом пакер 16 должен иметь герметичное отверстие для прохода кабеля насоса 15.

Закачку воды из нижнего пласта в верхний необходимо проводить 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), с терригенным типом коллектора и разделенные глинистым прослоем не коллектора 3, вскрыты вертикальной скважиной 4. Пласт 1 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 6 м залегает на глубине 1650 м, пласт 2 с эффективной нефтенасыщенной толщиной 5 м залегает на глубине 1610 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 колонне насосно-компрессорных труб 8 диаметром 60 мм фильтр 9. Фильтр 9 представляет из себя трубу в трубе и имеет следующую конструкцию (фиг.1, 2, 3): внутренняя труба 10 диаметром 60 мм имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности 99% (продукт фирмы «Кварц», марка К1-ЗГФ; поверхность получают путем разведения данного продукта с краской на углеводородной основе, нанесения на поверхность и последующего высыхания), капиллярными отверстиями диаметром 2 мм и плотностью 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы 10 не позволяет проходить воде. Наружная труба 11 диаметром 102 мм имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности 99% (продукт фирмы «Кварц», марка К1-ЗФС; поверхность получают путем разведения данного продукта с краской на водной основе, нанесения на поверхность и последующего высыхания), капиллярными отверстиями диаметром 2 мм и плотностью 50 отв./м, причем в нижней части фильтра 9 устанавливают пакер 12 между обсадной колонной 5 и наружной трубой 11 для герметизации данного пространства. Между наружной 11 и внутренней 10 трубами фильтра 9 в нижней части оставляют пространство 13 для прохода жидкости.

Выше пласта 2 устанавливают пакер 16 с герметичным отверстием для прохода кабеля насоса 15.

Скважину пускают в работу. Двигаясь из продуктивного пласта 1 по стволу скважины 4, жидкость попадает в пространство 13 между внутренней 10 и наружной 11 трубами фильтра 9. Здесь жидкость фильтруется через капиллярные отверстия труб 10 и 11, разделяясь на нефть и воду. Вода, попадая во внутреннюю трубу 10 и затем в колонну труб 8, насосом 14 поднимается на поверхность. Нефть, попадая через наружную трубу 11 в межтрубное пространство с обсадной колонной 5, насосом 15 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 148,5 тыс.т нефти (в т.ч. 90,2 тыс.т - с нижнего пласта 1, 58,3 тыс.т - с верхнего пласта 2 за счет закачки воды) за 35 лет разработки, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,312. По прототипу при прочих равных условиях добыто 130,4 тыс.т нефти (в т.ч. 85,8 тыс.т - с нижнего пласта 1, 44,6 тыс.т - с верхнего пласта 2 за счет закачки воды) за 30 лет разработки, КИН составил 0,274. По прототипу скважина обводненилась 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, увеличение нефтеотдачи залежи.