СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ (ВАРИАНТЫ)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой.

Известна установка для внутрискважинной перекачки воды из одного пласта в другой (патент RU №2351749, МПК Е21В 43/14, опубл. Бюл. №10 от 10.04.2009), при помощи которой осуществляется способ перекачки жидкости из водоносного пласта в нефтеносный, включающий вскрытие вертикальной скважиной водоносного и нефтеносного пластов, установку между ними проходного пакера с хвостовиком с каналами и клапанами, сообщенными с кожухом, электропогружного насоса, который спускают в скважину на колонне лифтовых труб и осуществляют посредством клапанов и каналов хвостовика перекачку воды из водоносного пласта в нефтеносный.

Недостатком способа является сложность используемого оборудования и обслуживания, при этом такая внутрискважинная перекачка воды, как правило, требует затрат энергии, сравнимых с обычной закачкой воды через нагнетательные скважины, т.е. необходимость интенсификации перекачки воды из нижележащего водоносного горизонта в вышележащий продуктивный пласт фактически сводит к нулю преимущества внутрискважинной перекачки.

Наиболее близким по техническому результату является способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU №2303125, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №20 от 20.07.2007), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50%-ным дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.

Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в нефтяных залежах на поздних стадиях разработки, так как может привести к преждевременному обводнению продукции в добывающих скважинах ниже рентабельного, отсутствие защиты от перетока нефти в водоносный пласт, так как изменение перепада давлений невозможно предугадать в различных нагнетательных скважинах в процессе эксплуатации, при этом не обеспечивается регулировка отбора в зависимости от изменений перепадов давлений в любой из нагнетательных скважин, также не контролируется выделение газа из воды, который может изменить коллекторские свойства продуктивного нефтеносного пласта.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются расширение области применения способа за счет использования в нефтяных залежах на поздних стадиях разработки, защита водоносного пласта от сброса нефти из нефтеносного пласта, а также регулировка перепада давления в нагнетательных скважинах и исключения выделения газа из воды за счет установки в них аварийного регулировочного клапана.

Технические задачи решаются способом разработки многопластовой залежи, включающим внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Новым является то, что нагнетательные скважины оборудуют между пластами седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, причем клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного.

Технические задачи решаются также способом разработки многопластовой залежи, включающим внутрискважинную перекачку воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины.

Новым является то, что перекачку осуществляют из вышележащего водоносного пласта в нижележащий продуктивный пласт, причем нагнетательные скважины оборудуют между пластами седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду сверху вниз, причем клапан изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде больше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного.

На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательной скважины для реализации предлагаемого способа при расположении водоносного пласта снизу.

На фиг. 2 изображена схема расположения нагнетательной скважины для реализации предлагаемого способа при расположении водоносного пласта сверху.

На фиг. 3 изображен отсекающий регулировочный клапан при расположении водоносного пласта снизу.

На фиг. 4 изображен отсекающий регулировочный клапан при расположении водоносного пласта сверху.

На фиг. 5 изображен разрез В-В (фиг. 3 или 4).

Способ разработки многопластовой нефтяной залежи следующим образом.

Для осуществления способа выбирают многопластовую залежь с нефтеносным пластом 1 (фиг. 1 и 2) с нижележащим (фиг. 1) или вышележащим (фиг. 2) водоносным пластом 2 (фиг. 1 и 2), имеющим пластовое давление Р_пл.в выше давления нефтеносного пласта 1 - Р_пл.н с учетом высоты залегания. Предварительно определяют плотность воды - ρ_в и давление насыщения - Р_пл.в.н в водоносном пласте 2.

Условие применения способа с нижележащим водоносным пластом 2 (фиг. 1):

где Р_пл.н - пластовое давление в нефтеносном пласте 1, МПа;

Р_пл.в.н - давление насыщения в водоносном пласте 2, МПа;

ρ_в - плотность воды в водоносном пласте 2, кг/м;

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

h - расстояние между пластами по вертикали в районе нагнетательной скважины 3, м.

Условие применения способа с вышележащим водоносным пластом 2 (фиг. 2):

где Р_пл.н - пластовое давление в нефтеносном пласте 1, МПа;

Р_пл.в.н - давление насыщения в водоносном пласте 2, МПа;

ρ_в - плотность воды в водоносном пласте 2, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с²;

h - расстояние между пластами по вертикали в районе нагнетательной скважины 3, м. Эмпирическим путем определяют необходимый в воде пласта 2 вес клапана 4 (фиг. 3), расположенного в седле 5, когда плавучесть меньше нулевой, или плавучесть клапана 3 (фиг. 4), расположенного в седле 5, когда плавучесть больше нулевой, для обеспечения соблюдения соответствующих неравенств (1) и (2). При большом перепаде давлений между нефтеносным 1 и водоносным 2 пластами для обеспечения необходимого веса (фиг. 3) или плавучести (фиг. 4) в воде в седло 5 могут размещаться несколько одинаковых клапанов 4 (показаны условно на фиг. 3 и 4). Для исключения смещения клапанов 4 от оси седла 5 (фиг. 5) внутри него могут устанавливаться направляющие 6.

Между пластами 1 и 2 (фиг. 1 и 2) устанавливают проходной пакер 7 (например, из пакеров, применяемых в патентах RU №№2457315, 2509872, 2517362 и т.п.) с седлом 5 и клапаном 4. В результате перепада давлений между пластами 1 и 2 жидкость их водоносного пласта 2 перетекает в нефтеносный пласт 1 через канал 8 (фиг. 3 и 4) и боковые каналы 9 (фиг. 5), огибая клапан 4. При этом через нагнетательные скважины 3 (фиг. 1 и 2) поддерживается пластовое давление в нефтеносном пласте 1, достаточное для вытеснения нефти к добывающим скважинам (на фиг. 1 и 2 не показаны), из которых она насосами (не показаны) поднимается на поверхность. При снижении давления ниже допустимого или ниже давления насыщения в районе одной из нагнетательных скважин скорость потока уменьшается, клапан 4 под своим весом (фиг. 3) опускается или всплывает (фиг. 4), перекрывая канал 8 до восстановления перепада давлений между пластами 1 и 2 (фиг. 1 и 2). Это обеспечивает циклическую закачку воды в нефтеносный пласт 1.

В случае непредвиденных обстоятельств, когда давление в нефтеносном пласте 1 превысит давление в водоносном пласте 2, клапан 4 (фиг. 3 и 4) перекроет канал 8 и не допустит перетока нефти в водоносный пласт 2 (фиг. 1 и 2).

Регулирование перепада давлений клапанами 4 в нагнетательных скважинах 3 позволяет поддерживать необходимое давление в нефтеносном пласте 1. А недопущение падения давления ниже давления насыщения в водоносном пласте 2 исключает выделение газа из воды, который может ухудшить коллекторские свойства водоносного 2 и нефтеносного 1 пластов. При этом полностью исключается переток нефти из нефтеносного пласта 1 в водоносный пласт 2.

Данная технология позволяет осуществлять безаварийную эксплуатацию в течение большого срока разработки многопластовой нефтяной залежи и выполнять несложный ремонт в короткий срок в случае осложнения. Применение предложенного способа позволит осуществлять разработку многопластовой залежи за счет саморегулирования закачки воды без применения насосного оборудования, дополнительного обустройства. Это позволит сэкономить значительные средства за счет снижения капитальных вложений и эксплуатационных затрат. Кроме того, за счет естественной периодической эксплуатации нагнетательных скважин коэффициент извлечения нефти всей залежи повысился на 3-5%.

Использование предлагаемого изобретения позволяет расширить область применения способа за счет использования в нефтяных залежах на поздних стадиях разработки, защитить водоносный пласт от сброса нефти из нефтеносного пласта, а также обеспечить регулировку перепада давления между пластами в нагнетательных скважинах, исключая при этом выделение газа из воды за счет установки в них аварийного регулировочного клапана.