УСТРОЙСТВО СКВАЖИНЫ И СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным устройствам для разделения пластовой нефтяной эмульсии, перепуска отстоявшейся попутной воды в другой пласт и к способам разработки многопластовых нефтяных залежей, и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных залежей на поздней стадии заводнения.

Наиболее распространенным методом разработки нефтяных месторождений является метод заводнения нефтяных пластов путем закачки сточной воды с установок подготовки нефти и воды или пресной воды из водоемов в водонагнетательные скважины. Как правило, многопластовые месторождения разрабатываются на стадии заводнения самостоятельной сеткой скважин на каждый пласт. В результате первыми вырабатываются более проницаемые пласты с высокой подвижностью нефти, а менее проницаемые пласты с низкой подвижностью нефти вырабатываются с невысоким темпом отбора нефти и имеют низкий текущий коэффициент извлечения нефти (КИН). При этом добывающие скважины первой группы пластов имеют среднюю обводненность продукции выше 70% и хорошую гидродинамическую связь со своим нагнетательным фондом, и часть добывающего фонда данных пластов выведены из эксплуатации вследствие высокой обводненности (более 98%). Из этого следует, что энергия воды, закачиваемой в высокопроницаемые пласты, используется неэффективно для вытеснения нефти из высокопроницаемого пласта, тогда как пласты с низкопроницаемым коллектором заводняются недостаточно эффективно. Кроме этого, из высокопроницаемых пластов вместе с нефтью добывается в несколько раз больше попутной воды, что существенно повышает эксплуатационные затраты на транспортировку, подготовку воды и закачку ее в пласт; а для повышения эффективности разработки низкопроницаемых пластов уменьшают сетку скважин за счет перевода высокообводненных добывающих скважин высокопроницаемого пласта в фонд скважин низкопроницаемого пласта и за счет бурения дополнительных скважин, что также существенно повышает капитальные и эксплуатационные затраты [1].

Известно также заводнение нефтяных месторождений либо путем естественного скважинного перепуска воды из водоносных подземных пластов в нефтяные пласты за счет более высокого давления в водоносном пласте [2], либо путем принудительной внутрискважинной закачки воды насосом из водоносного в нефтяной пласт при недостаточном давлении в водоносном пласте [2, 3]. Для этого обсадную колонну скважины, перепускающую воду, перфорируют против водоносного и нефтяного пласта, специально обрабатывают их химреагентами с целью увеличения объема прокачиваемой воды, очищают скважину, спускают колонну насосных труб с дебитомером, регулятором естественного перепуска и с разделительным пакером между пластами для внутрискважинного естественного перепуска пластовой воды [2] или спускают НКТ с погружным насосом для принудительного перепуска [2, 3]. Однако данное устройство не может быть использовано в добывающей высокообводненной скважине (воды более 90% об.) для внутрискважинного перепуска попутной воды, добываемой с нефтью из обводненного пласта, в принимающие пласты (нефтяной или поглощающий), т.к. переток воды быстро прекращается вследствие кольматации принимающего пласта пластовой нефтью.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому устройству является устройство добывающей скважины, вскрывающей более и менее проницаемые пласты, включающее колонну насосных труб с откачивающим насосом в обсадной колонне, датчики уровня водонефтяного контакта и каверну-накопитель в интервале менее проницаемого пласта для разделения пластовой жидкости на нефть и воду и для периодического перетока отстоявшейся попутной воды в этот пласт [4]. Однако данное устройство скважины малоэффективно поскольку небольшой объем каверны-накопителя и, соответственно, небольшое время разделения нефтеводяной эмульсии высокопроницаемого пласта в этой каверне не позволяют получить воду с небольшим содержанием нефти (менее 100 мг/л). Последнее приводит к быстрой кольматации остаточной нефтью призабойной зоны низкопроницаемого пласта и, соответственно, к снижению до нуля приемистости этого пласта. Кроме этого, известное устройство не может быть использовано для перетока попутной воды из нижележащего высокопроницаемого пласта в вышележащий низкопроницаемый пласт, т.к. в этом случае отсутствует зона отстоя воды от нефти (даже при наличии каверны-накопителя в зоне низкопроницаемого пласта), поскольку нефтеводяная эмульсия из высокопроницаемого пласта транзитом проходит принимающий низкопроницаемый пласт.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий рядное или площадное размещение скважин, отбор нефти из добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину, с последующим формированием рядов нагнетательных скважин, перпендикулярных основным рядам нагнетательных скважин, переводом части добывающих скважин в нагнетательные [5]. Известный способ позволяет наряду с основными запасами нефти отобрать часть из низкопроницемых зон за счет дополнительного бурения нагнетательных скважин и перевода части добывающих скважин в нагнетательные. Однако большая часть запасов остается неизвлеченной, что снижает нефтеотдачу залежи при существенных затратах на дополнительное бурение скважин.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому является способ разработки многопластовой залежи, включающий дополнительное размещение добывающих скважин на менее проницаемом пласте между скважинами проектной сетки скважин, закачку воды в пласты и одновременный отбор нефти из всех скважин, и в добывающих скважинах, вскрывших оба пласта, создают каверны-накопители в интервале менее проницаемого пласта и осуществляют циклическую добычу нефти из более проницаемого пласта и одновременно циклически продавливают воду из ствола-скважины и каверны-накопителя в менее проницаемый пласт за счет создания перепада между забойным и пластовым давлением в этом пласте, с последующим повторением циклов [4]. Данный способ малоэффективен на месторождениях на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой нефти (более 90%), т.к. попутная вода, добываемая в большом объеме с небольшим объемом нефти, не успевает полностью отделиться в каверне-накопителе (за счет разности удельных весов нефти и воды) от остаточной нефти, и вследствие этого переток воды в менее проницаемый пласт прекращается за счет кольматации призабойной зоны пласта нефтью, не отделившейся от попутной воды.

Задача изобретения - создание устройства скважины для внутрискважинного разделения нефтеводяной пластовой жидкости, поступающей из высокообводненного пласта в добывающую скважину, на маловодную нефть и воду и для внутрискважинного перепуска отделившейся воды в низкопроницаемый малообводненный нефтяной пласт в этой же скважине и создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи с использованием этого устройства, позволяющих эффективно отделять нефть от попутной воды в добывающей скважине высокопроницаемого высокообводненного пласта, эффективно использовать энергию воды, закачиваемой в высокопроницаемый пласт для заводнения низкопроницаемого пласта, снизить отбор попутной воды с нефтью, добываемой из высокопроницаемого пласта, за счет внутрискважинного отделения нефти от пластовой воды и перепуска этой воды в низкопроницаемый пласт, снизить объем бурения скважины на низкопроницаемый пласт для уменьшения сетки скважин этого пласта, эффективно использовать простаивающий фонд скважин высокопроницаемого пласта под закачку отстоявшейся воды в низкопроницаемый пласт с одновременной добычей нефти из высокопроницаемого пласта, увеличить текущий отбор нефти из низкопроницаемого пласта и ускорить выработку его запасов, снизить эксплуатационные затраты на подъем, транспортировку, подготовку и закачку попутной воды, перепускаемой в низкопроницаемый пласт, на дневной поверхности.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве скважины, включающем колонну насосных труб с насосом или без насоса, спущенную в эксплуатационную колонну с перфорированными участками напротив более проницаемого обводненного и менее проницаемого продуктивных пластов, пакер, установленный в затрубном пространстве между данными пластами, и каверну-накопитель в интервале менее проницаемого пласта, колонна насосных труб содержит нижнюю насосную трубу с отверстиями, расположенную выше пакера и продуктивных пластов, верхнюю насосную трубу с отверстиями, расположенную ниже динамического уровня жидкости в скважине и выше нижней насосной трубы с отверстиями, и заглушку, разделяющую внутренние полости нижней и верхней насосных труб с отверстиями. Задача решается также тем, что в известном способе разработки многопластовой нефтяной залежи методом заводнения, включающим размещение скважин с вскрытием пластов по проектной сетке скважин, закачку воды в пласты и одновременный отбор нефти из добывающих скважин, создание каверн-накопителей в интервале менее проницаемого пласта и осуществление циклической добычи нефти из более проницаемого пласта и перепуск воды в добывающей скважине этого пласта из каверны-накопителя в менее проницаемый пласт, в добывающих скважинах с высокой обводненностью продукции более проницаемого пласта проводят перфорацию эксплуатационной колонны в интервале менее проницаемого пласта, подключают в разработку менее проницаемый пласт методом внутрискважинного перепуска попутной воды из более проницаемого пласта в менее проницаемый пласт с использованием предлагаемого устройства и одновременно периодически или непрерывно отбирают отстоявшуюся нефть из данных скважин.

На чертеже представлена принципиальная схема предлагаемого устройства скважины для двух случаев расположения менее проницаемого водопринимающего пласта 5 или 6 относительно более проницаемого обводненного пласта 7: 1 - для вышележащего и 2 - для нижележащего водопринимающего пласта.

Для обоих случаев расположения пластов устройство скважин одинаково и содержит колонну насосных труб 8, спущенную в эксплуатационную колонну 9 с перфорированными участками 10 и/или 11 напротив менее проницаемого обводненного и более проницаемого продуктивных пластов, пакер 12, установленный в затрубном пространстве между данными пластами, каверну-накопитель 13 или без этой каверны. Данное устройство известно и применяется для раздельной или совместной добычи нефти из пластов как с насосами для подъема пластовой жидкости, так и/или без насосов (газлифтным, фонтанным или смешанных способами). Для решения задачи изобретения в скважину спускают колонну насосных труб 8, содержащую нижнюю насосную трубу с отверстиями 14, расположенную выше пакера 12 и продуктивных пластов 5-7 и гидродинамически связывающую через отверстия более проницаемый продуктивный пласт 7 по колонне насосных труб и затрубному пространству с вышележащим менее проницаемым пластом 5 или наоборот пласт 7 с нижележащим менее проницаемым пластом 6, образуя в затрубном пространстве зону отделения нефти от попутной воды обводненного продуктивного пласта; верхнюю насосную трубу с отверстиями 15, расположенную ниже динамического уровня жидкости 19 в скважине и выше нижней насосной трубы с отверстиями 14 и гидродинамически связывающую верхнюю часть затрубного пространства через отверстия и верхнюю часть колонны насосных труб с устьем скважины, образуя в верхней части затрубного пространства зону накопления отстоявшейся маловодной нефти; заглушку 16, исключающую движение жидкости в колонне насосных труб между нижней 14 и верхней 15 насосными трубами с отверстиями.

Отверстия в нижней 14 и верхней 15 насосных трубах выполняют в форме круглых или щелевых отверстий перпендикулярно или по касательной (для скважин с вышележащим принимающим пластом) к внутренней поверхности этих труб. При этом отверстия, выполненные по касательной к внутренней поверхности, обеспечивают благоприятные условия для коалесциенции капель нефти между собой за счет центробежных сил, генерируемых потоками жидкости, выходящих из этих отверстий.

Данное устройство скважины работает на естественном режиме внутрискважинного перетока отстоявшейся попутной воды из пласта в пласт при условии, когда давление столба жидкости, создаваемого более проницаемым обводненным пластом над менее проницаемым принимающим пластом, выше пластового давления в принимающем пласте. В случае вышележащего принимающего пласта 5 устройство 1 работает следующим образом. Нефтеводяная продукция обводненного более проницаемого пласта 7 за счет пластового давления поднимается по колонне насосных труб 8 до заглушки 16 и перетекает через отверстия в нижней насосной трубе 14 в затрубное пространство, где происходит внутрискважинное разделение ее за счет разницы плотностей воды и нефти на отстоявшуюся попутную воду и малообводненную нефть. При этом малообводненная нефть образуется за счет коалесциенции капелек нефти в попутной воде по мере движения столба жидкости по трубному и затрубному пространству к водопринимающему пласту 5 и поступает в верхнюю часть затрубного пространства, а механические примеси, содержащиеся в отстоявшейся попутной воде, оседают в зону усадки мехпримесей между нижним пакером 12 и водопринимающим пластом 5. Отстоявшаяся вода поступает в принимающий пласт 5 за счет указанного перепада давления, а нефть (с газом, если идет разгазирование пластовой продукции) отстаивается в верхней части затрубного пространства и выводится периодически или непрерывно через отверстия в верхней насосной трубе 15 по верхней части колонны насосных труб на поверхность известным способом в зависимости от режима работы скважины (безнасосным или насосным). В случае нижележащего принимающего пласта 6 устройство 2 работает так же, но нефтеводяная продукция обводненного пласта 7 поднимается по затрубному пространству скважины, где происходит основное разделение ее на воду и нефть, и отстоявшаяся попутная вода поступает через отверстия в нижней насосной трубе 14 по нижней части колонны насосных труб в принимающий пласт 6.

При этом полнота разделения на воду и нефть нефтеводяного потока, движущегося по нижней части колонны труб и затрубного пространства или наоборот, зависит от времени разделения нефти от воды (τ, час), которое увеличивается с увеличением высоты зоны отделения нефти от воды (Н, м) и уменьшением скорости всплытия капелек нефти в попутной воде (V, см/с) по формуле:

Скорость всплытия капелек рассчитывается по формуле [6]

где ρ_в и ρ_н - плотность воды и нефти, г/см³;

r - радиус капли нефти, см;

g - ускорение свободного падения, 981 см/с²;

η - динамическая вязкость воды, г/см·с.

Различие скорости всплывания нефти почти полностью нивелируется (не зависит от разности плотностей нефти и воды и вязкости воды) с увеличением размера глобул нефти свыше 50 мкм, и основная масса эмульгированной нефти отделяется от воды в течение 1.5-2.0 часов. При этом остаточное содержание нефти - 30-50 мг/л, мехпримесей - до 40 мг/л [7].

В отличие от известного устройства скважины для разделения нефтеводяного потока обводненного пласта в каверне-накопителе [4] в предлагаемом устройстве высота зоны отделения нефти от воды и мехпримесей (от отверстий нижней насосной трубы до кровли водопринимающего пласта) регулируется путем изменения высоты расположения нижней насосной трубы с отверстиями 14 в колонне насосных труб 8 над водопринимающим пластом 5 или 6 и в несколько раз больше высоты каверны-накопителя. В соответствии с формулой 1 время разделения нефти от воды в зоне отделения предлагаемого устройства регулируется от 1 до 5 часов в отличие от времени разделения в каверне-накопителе (не более 0.5 часа). Соответственно, предлагаемое устройство позволяет более полно отделить капельную нефть от попутной воды, чем известное устройство, что соответствует существенному отличию первого от последнего.

Для обеспечения раздельного противоположного течения водо- и нефтенасыщенных жидкостей в затрубном пространстве скважин с высоким дебитом более проницаемого обводненного пласта предлагаемое устройство содержит разделитель потоков жидкостей 17, расположенный на нижней насосной трубе с отверстиями 14 в интервале этих отверстий. Разделитель потоков жидкости 17 изготавливают из металла или гидрофобного материала, например из ударопрочного полиэтилена и пр., в форме полого цилиндра и перевернутого усеченного конуса, соединенного с низом цилиндра, для нижележащего водопринимающего пласта 6 или в форме полого цилиндра для вышележащего водопринимающего пласта 5 и устанавливают на нижней насосной трубе с отверстиями 14 цилиндрической частью напротив этих отверстий.

Для повышения глубины очистки попутной воды от остаточной нефти предлагаемое устройство содержит сепаратор-коалесциатор 18 полой цилиндрической формы с отверстиями и с гидрофобным сеточным наполнителем, установленный на нижней насосной трубе с отверстиями 14 под разделителем потоков жидкостей 17 для вышележащего принимающего пласта 5 или над разделителем потоков жидкостей 17 для нижележащего водопринимающего пласта 6 относительно более проницаемого обводненного пласта 7. Работа сепаратора-коалесциатора заключается в улавливании и коалесциенции капелек нефти на гидрофобном наполнителе из потока попутной воды и отделении нефти в виде прерывистых нефтяных струй в зону накопления маловодной нефти в верхней части затрубного пространства за счет разности плотностей попутной воды и уловленной нефти.

В случае отсутствия или слабого естественного перетока отстоявшейся попутной воды из обводненного пласта 7 в водопринимающий пласт 5 или 6 предлагаемое устройство скважины содержит пакер (не показан), который установлен в затрубном пространстве над верхней насосной трубой с отверстиями 15 и/или насос (не показан), который установлен на колонне насосных труб ниже нижней насосной трубы с отверстиями 14. При этом пакер ограничивает верхнюю часть затрубного пространства в зоне накопления отстоявшейся маловодной нефти и улучшает условия не только вывода этой нефти в устье скважины, но и для принудительного перепуска отстоявшейся попутной воды в водопринимающий пласт с помощью устанавливаемого насоса.

На чертеже представлена также принципиальная схема известного и предлагаемого способов разработки многопластовой нефтяной залежи. Многопластовая нефтяная залежь представлена одним обводненным более проницаемым пластом 7 и двумя менее проницаемыми пластами - вышележащим 5 и нижележащим 6 относительно первого. Залежь разбурена самостоятельной сеткой скважин на более проницаемый пласт нагнетательными 4 и добывающими скважинами 1 и 2, а на менее проницаемый пласт - нагнетательными (не показаны) и добывающими скважинами 3. При заводнении залежи первыми вырабатываются и обводняются более проницаемые пласты, тогда как менее проницаемые пласты имеют низкий текущий коэффициент извлечения нефти. При этом из более проницаемого пласта 7 добывается вместе с нефтью большое количество воды, на транспортировку, отделение от нефти, подготовку и закачку которого в пласты требуются большие эксплуатационные затраты. Помимо этого, для интенсификации разработки менее проницаемых пластов 5 и 6 необходимо бурение новых скважин, перевод части высокообводненных скважин (воды более 95%) обводненного пласта 7 на пласты 5 и 6 с целью уменьшения сетки скважин последних, что требует существенных капитальных вложений. Для снижения указанных затрат и интенсификации разработки менее проницаемых пластов 5 и 6 по известному способу разработки [4] бурят дополнительные добывающие скважины на менее проницаемый пласт и осуществляют переток попутной воды из более проницаемого пласта 7 в менее проницаемый вышележащий пласт 5 через каверну-накопитель 13 этого пласта. Однако данное техническое решение по перепуску воды малоэффективно вследствие кольматации призабойной зоны пласта 5 или 6 эмульгированной нефтью в попутной воде пласта 7.

В отличие от известного способа разработки по предлагаемому способу в добывающих скважинах 1 и 2 с высокой обводненностью продукции, например, более 95% воды, более проницаемого пласта 7 проводят перфорацию обсадной колонны в интервале менее проницаемого пласта 5 или 6, подключают в разработку менее проницаемый пласт методом внутрискважинного перепуска попутной воды из более проницаемого пласта 7 в менее проницаемый пласт 5 или 6 с использованим предлагаемого устройства скважины 1 или 2 и периодически или непрерывно отбирают отстоявшуюся нефть из данных скважин.

Подключение в разработку менее проницаемых пластов 5 и 6 в скважинах 1 и 2 проводят путем обработки призабойной зоны пластов химреагентами с образованием прискважинных каверн или без этих каверн и очистки скважин с целью увеличения объема перепускаемой воды, последующего спуска колонны насосных труб в комплекте с пакером 12 с нижней 14 и верхней 15 насосными трубами с отверстиями, заглушкой 16, разделителем потоков жидкостей 17 или без разделителя 17, с сепаратором-коалесциатором 18 или без сепаратора 18, входящих в предлагаемое устройство скважины для внутрискважинного разделения нефтеводяной пластовой жидкости на воду и нефть и естественного перепуска попутной воды, отстоявшейся от капельной нефти, из обводненного более проницаемого пласта 7 в менее проницаемый пласт 5 или 6. Для принудительного перепуска попутной воды на колонне насосных труб дополнительно устанавливают насос (не показан) ниже нижней насосной трубы с отверстиями 14 и пакер (не показан) в затрубном пространстве над верхней насосной трубой с отверстиями 15.

Периодический отбор отстоявшейся нефти проводят путем периодического отключения откачивающего устройства (газлифт, насос) или закрытия скважины при фонтанировании ее для накопления отстоявшейся нефти в верхней части затрубного пространства и последующего включения скважины в работу, например, по сигналу датчиков уровня жидкостей, для откачки отстоявшейся нефти. Данный режим отбора нефти используют для малодебитных скважин (до 50 м³/сут жидкости) и для скважин с интенсивным перетоком попутной воды в менее проницаемый пласт.

Непрерывный отбор отстоявшейся нефти проводят путем либо смены откачивающего устройства на менее производительный, либо снижением отбора нефти при фонтанировании скважины известным способом. Данный режим отбора нефти используют для скважин с невысокой приемистостью менее проницаемого пласта по попутной воде.

Согласно формуле Дюпюи приемистость пласта Q_в на стадии перепуска воды

где K - проницаемость пласта, мкм²;

h - толщина пласта, м;

Δр - перепад давления между пластами с учетом расстояния между пластами, МПа;

μ_н - вязкость пластовой нефти, мПа·с;

R_k - радиус контура воздействия закачиваемой воды (питания), м;

r_c - радиус скважины, м;

пропорциональна перепаду давлений между пластами.

Для повышения приемистости пласта за счет увеличения перепада давления по предлагаемому способу проводят закачку воды в более проницаемый пласт с поддержанием давления в этом пласте выше давления в менее проницаемом пласте на 3 МПа и/или увеличивают отбор пластовой продукции из добывающих скважин менее проницаемого пласта для снижения пластового давления в менее проницаемом пласте по сравнению с давлением в более проницаемом пласте на 3 МПа.

Приемистость менее проницаемого пласта и отбор продукции из этого пласта могут быть увеличены за счет увеличения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) (К в ф.3) и ''кажущегося'' радиуса скважины (r_с в ф.3) путем кислотных обработок и кислотных ванн в ПЗП скважин известными способами.

Примеры осуществления способа.

Многопластовая залежь нефти представлена тремя отдельно разрабатываемыми заводнением пластами, геолого-физическая и техническая характеристика которых представлена в таблице (обозначения в таблице и описании соответствуют обозначениям чертежа и формул). Из данных таблицы видно, что более проницаемый пласт 7 вследствие высокой подвижности нефти в пласте (k/μ=0.13) выработан до проектного КИН (0.52) и имеет высокую обводненность продукции (91%), тогда как менее проницаемые пласты 5 и 6 вследствие низкой подвижности нефти (0.028 и 0.007 соответственно) имеют низкий текущий КИН при средней обводненности добываемой продукции 48%об. При этом из обводненного пласта 7 добывается ежегодно более 230 тыс.м³ попутной воды с 23 тыс.м³ нефти, т.е. вода, закачиваемая в этот пласт используется неэффективно при больших эксплуатационных затратах на ее транспортировку, подготовку и закачку в пласт.

Пример 1 иллюстрирует реализацию и эффективность предлагаемого способа разработки многопластовой залежи путем естественного перепуска попутной воды из обводненного терригенного пласта 7 в вышележащий слаборазрабатываемый карбонатный пласт 5 с использованием предлагаемого устройства скважины.

Предпосылкой для реализации естественного перепуска воды являются достаточный перепад давления (Δр) между пластами 7 и 5 с учетом разницы глубины их залегания (Н₇-Н₅):

Δр=р_пл7-р_пл5-(Н₇-Н₅)·ρ_в/100=16.3-10.1-(1490-1200)·1.16/100=2.8 МПа;

удовлетворительная приемистость пласта 5 на стадии начала перепуска попутной воды пласта 7 в этот пласт, рассчитанная по формуле 3:

где 86.4 - пересчетный коэффициент размерностей;

и совместимость вод этих пластов по химическому составу.

Для реализации способа на пласте 7 выбраны 9 действующих добывающих скважин со средней обводненностью продукции выше 93% и средним дебитом 27 м³/сут и 8 скважин обводненностью 98% и дебитом 32 м³/сут из бездействующего фонда скважин. Суммарный объем жидкости, добываемый из этих скважин, 500 м³/сут, из этого объема - нефти 22 м³/сут, а воды 478 м³/сут. В выбранных скважинах пласта 7 перфорируют всю толщину продуктивного пласта 5, обрабатывают призабойную зону этого пласта (ПЗП) солянокислотным раствором поверхностно-активного вещества и очищают ПЗП с целью увеличения объема перепускаемой попутной воды; в эксплуатационную колонну диаметром 6'' спускают колонну насосных труб диаметром 2'' с пакером 12, монтируя эту колонну с нижней насосной трубой 14 с двумя щелевыми отверстиями размером 10×200 мм на расстоянии между ними 0.5 м, заглушкой 16 над этой трубой и с верхней насосной трубой 15 с одним щелевым отверстием размером 10×200 мм. Нижнюю насосную трубу с отверстиями 14 монтируют в колонне труб на высоте 200 м от водопринимающего пласта 5, а верхнюю насосную трубу с отверстиями 15 - на 50 м выше нижней трубы 14 и ниже динамического уровня 19 в затрубном пространстве на 560 м; спускают с колонной труб насос типа СШН для добычи нефти и пускают скважины в эксплуатацию. После выхода на режим скважины останавливают. С этого момента начинается внутрискважинный естественный переток попутной воды, добываемой из пласта 7 по нижней части колонны труб 8 (до заглушки) через отверстия нижней насосной трубы 14 и отделенной от нефти в нижней части затрубного пространства, из пласта 7 в принимающий продуктивный пласт 5. Продолжительность отстоя нефти от попутной воды в нижней части затрубного пространства скважин со средней продуктивностью 30 м³/сут и обводненностью нефти в 95% составляет не менее 2.5 часов, что обеспечивает качественное отделение капельной нефти от воды [7] и, соответственно, увеличивает продолжительность естественного перетока попутной воды пласта 7 в пласт 5. Отстоявшаяся нефть со средней обводненностью 20% и попутный газ накапливаются в верхней части затрубного пространства скважины, из которого нефть периодически откачивается штанговым насосом в нефтепровод через щелевое отверстие в верхней насосной трубе 15 и верхнюю часть колонны насосных труб (выше заглушки). Продолжительность накопления маловодной нефти, исходя из объема верхней части затрубного пространства для маловодной нефти в 13.2 м³, дебита и обводненности нефти пласта 7, составляет 17 часов. Через каждые 15-20 часов накопившаяся нефть автоматически откачивается насосом, и насос отключается по сигналу или с помощью датчиков уровня жидкости или датчиков давления в затрубном пространстве или датчиков обводненности откачиваемой нефти.

В результате перетока попутной воды из 17 добывающих скважин пласта 7 в пласт 5 поступает 470 м³/сут, что в 5 раз превышает текущую закачку воды в этот пласт до реализации способа. Помимо этого, ввод 17 скважин под закачку попутной воды существенно уменьшает сетку скважин на пласте 5 с 27 га до 17 га на скважину. Данные два фактора увеличивают охват залежи пласта 5 и повышают текущую добычу нефти из менее проницаемого пласта 5 более чем в 2 раза.

Одновременно, вследствие периодической остановки 17 добывающих скважин обводненного пласта 7 выравнивается фронт вытеснения нефти водой, закачиваемой в пласт 7 с поверхности. Это способствует повышению отбора нефти из постоянноработающих добывающих скважин пласта 7 при неизменном объеме закачки воды.

Таким образом, вода, закачиваемая в пласт 7 с поверхности, эффективно используется для добычи нефти как из слаборазрабатываемого менее проницаемого пласта, так и из обводненного более проницаемого пласта.

Пример 2 иллюстрирует реализацию и эффективность способа-прототипа и предлагаемого способа разработки многопластовой залежи путем естественного внутрискважинного перепуска попутной воды из обводненного пласта 7 в нижележащий слаборазрабатываемый карбонатный пласт 6.

Предпосылкой для реализации естественного перепуска воды являются достаточный перепад давления (Δр) между пластами 7 и 6 с учетом разницы глубины их залегания (Н₆-Н₇):

Δр=p_пл7-р_пл6+(Н₆-Н₇)·ρ_в/100=16.3-14.0+(1513-1490)·1.16/100=2.57 МПа;

удовлетворительная приемистость пласта 6 (по формуле 3):

и совместимость вод этих пластов по химическому составу.

Для реализации способа на пласте 7 выбраны 8 действующих и 10 бездействующих добывающих скважин с теми же добывными характеристиками, как и в примере 1. При этом суммарный объем жидкости, добываемой из этих скважин, 536 м³, из этого объема нефти - 21 м³ и воды - 515 м³.

Поскольку суточный объем попутной воды из одной добывающей скважины пласта 7 (29 м³) существенно превышает начальную приемистость пласта 6 (18.3 м³), в выбранных скважинах пласта 7 после перфорации продуктивного пласта 6 создают каверну-накопитель 13 в ПЗП этих скважин, как в способе-прототипе, путем солянокислотной ванны с использованием 15 м³ 20% соляной кислоты. При этом образуется каверна объемом 2 м³ с расчетным средним радиусом каверны (скважины - r_с) 0.35 м, что согласно формуле (3) отвечает приемистости скважин с кавернами 25 м³/сут. Данная приемистость близка к суточному объему попутной воды одной добывающей скважины пласта 7.

Согласно способу-прототипу дополнительно бурят 6 добывающих скважин на менее проницаемый пласт и в 18 добывающих скважинах более проницаемого пласта в эксплуатационную колонну 9 диаметром 6'' спускают колонну насосных труб 8 диаметром 2.5'' до кровли пласта 6 с штанговым насосом для отбора нефти из скважины, и скважины пускают в эксплуатацию. После выхода на режим скважины останавливают для естественного перетока попутной воды пласта 7, отстоявшейся в каверне-накопителе 13, в нижележащий пласт 6. Через 5-11 дней периодического отбора отстоявшейся нефти с обводненностью 20% из скважин, работающих по способу-прототипу, отбор маловодной нефти прекратился и скважины перевели на обычный режим эксплуатации пласта 7, т.е. добычу высокообводненной нефти. Шесть вновь пробуренных добывающих скважин на менее проницаемый пласт увеличили суточную добычу нефти на 15% от первоначальной. Полученные результаты указывают на низкую эффективность способа-прототипа по перепуску попутной воды, поскольку объем каверны-накопителя не обеспечивает отделения капельной нефти от перетекаемой попутной воды и остаточная нефть полностью кольматирует призабойную зону пласта 6, прекращая переток воды в этот пласт.

На этих же 18 скважинах с каверной-накопителем реализуют естественный переток и добычу нефти предлагаемым способом. Для этого очищают ПЗП скважины пласта 6, в эксплуатационную колонну 9 спускают до кровли пласта 6 колонну насосных труб 8 диаметром 2.5'' с пакером 12, монтируя эту колонну с нижней насосной трубой 14 с двумя щелевыми отверстиями размером 10×200 мм на расстоянии между ними 0.5 м, заглушкой 16 над этой трубой и с верхней насосной трубой 15 с одним щелевым отверстием размером 10×200 мм. При этом до монтажа колонны труб на нижней насосной трубе устанавливают разделитель потоков жидкостей 17 диаметром полого цилиндра 5'' и усеченного верха конуса 2.5'', который герметично соединен с низом цилиндра и насосной трубой 14, а над разделителем - сепаратор-коалесциатор 18 диаметром 5'' и высотой 200 см. Нижнюю насосную трубу с отверстиями 14 монтируют в колонне насосных труб на высоте 500 м от водопринимающего пласта 6, а верхнюю насосную трубу с отверстиями 15 - на 50 м выше нижней трубы 14 и ниже динамического уровня 19 в затрубном пространстве на 570 м; спускают с колонной труб штанговый глубинный насос для добычи нефти и пускают скважины в эксплуатацию. После выхода на режим скважины останавливают. С этого момента начинается внутрискважинный естественный переток попутной воды, добываемой из пласта 7, по нижней части затрубного пространства, где происходит отделение капельной нефти, через сепаратор-коалесциатор 18, верх разделителя потоков жидкостей 17 и отверстия нижней насосной трубы 14, по нижней части колонны насосных труб 8 в продуктивный пласт 6. Продолжительность отстоя нефти от попутной воды в нижней части затрубного пространства со средней продуктивностью 30 м³/сут и обводненностью нефти в 95% составляет не менее 5 часов, что обеспечивает качественное отделение капельной нефти от воды [7] и, соотвественно, увеличивает продолжительность естественного перетока попутной воды пласта 7 в пласт 6 до нескольких месяцев в отличие от способа-прототипа. Отстоявшаяся маловодная нефть, как в примере 1, откачивается периодически штанговым насосом из верхней части затрубного пространства в нефтепровод через щелевое отверстие в верхней части трубы 15 и верхнюю часть колонны насосных труб (выше заглушки).

В результате перетока попутной воды из 18 добывающих скважин пласта 7 в пласт 6 поступает 515 м³/сут данной воды, что в 4 раза превышает текущую закачку воды в этот пласт до реализации способа, и ввод 18 скважин под закачку попутной воды уменьшает сетку скважин на пласте 6 с 14.0 га (с учетом 6 вновь пробуренных добывающих скважин по способу-прототипу) до 11.5 га, что увеличивает охват пласта 6 заводнением и повышает текущую суточную добычу нефти из менее проницаемого пласта более, чем в 2 раза. Эффект от перетока попутной воды из пласта 7 в пласт 6 продолжается от 8 до 12 месяцев.

Из сравнения полученных результатов разработки многопластовой залежи по предлагаемому способу и способу-прототипу с использованием перетока попутной воды из более в менее проницаемый пласт видно, что предлагаемый способ разработки с использованием предлагаемого устройства скважины существенно эффективнее способа-прототипа.

Одновременно, по предлагаемому способу разработки вследствие периодической остановки 18 добывающих скважин обводненного пласта 7 выравнивается фронт вытеснения нефти из этого пласта водой, закачиваемой в пласт 7 с поверхности. Это способствует повышению отбора нефти из постоянно работающих добывающих скважин пласта 7 при неизменном объеме закачки воды.

Таким образом, вода, закачиваемая в пласт 7 с поверхности, эффективно используется для добычи нефти как из слаборазрабатываемого менее проницаемого пласта, так и из обводненного более проницаемого пласта.

Пример 3 иллюстрирует реализацию и эффективность предлагаемого способа разработки многопластовой залежи путем принудительного перепуска попутной воды из обводненного терригенного пласта 7 в вышележащий слаборазрабатываемый пласт 5 с помощью электроцентробежного насоса (ЭЦН не показан).

При снижении приемистости пласта 5 или низкой приемистости этого пласта при естественном перетоке попутной воды из пласта 7 в пласт 5 в соответствии с примером 1, в дополнение к предлагаемому устройству скважины, в добывающие скважины высокообводненного пласта 7 на нижней части колонны насосных труб спускают ЭЦН производительностью не менее 30 м³/сут и с напором подачи, обеспечивающим давление на устье скважины не ниже 0.3 МПа. ЭЦН расположен ниже пакера, разделяющего пласты 5 и 7. Для повышения эффективности работы ЭЦН на верхней части колонны насосных труб в затрубном пространстве скважины установлен верхний пакер (не показан) на уровне 500 м над верхней насосной трубой с отверстиями 15. В отличие от примера 1 в скважины не спускают штанговые насосы для периодической откачки отстоявшейся нефти из затрубья.

Включают ЭЦН в работу и после определения дебита скважины по жидкости (q_o, м³/сут) и обводненности добываемой продукции (w_o,%об.) при постоянном давлении на устье (Р_о) закрывают задвижку на устье скважины. Через 15-20 часов задвижку открывают и отбирают до давления Р_о нефть, отстоявшуюся в верхней части затрубного пространства, через отверстия в верхней насосной трубе и верхнюю часть колонны насосных труб в нефтепровод за счет давления, развиваемого ЭЦН. В конце отбора отстоявшейся нефти определяют текущий дебит скважины (q_т) и обводненность отстоявшейся нефти (w_т) и рассчитывают среднюю приемистость пласта 5 по попутной воде, перепускаемой из пласта 7, по формуле:

В данном примере Q_в=(30·95-2·20)/100=28.1 м³/сут

После восстановления давления на устье скважины до Р_о закрывают задвижку и цикл перепуска попутной воды в пласт 5 продолжают.

В данном примере также осуществляют 2-й вариант отбора нефти, отстоявшейся в затрубном пространстве, прикрыв задвижку на устье скважины и создав перепад давления до и после задвижки на нефтепроводе в 0.05-0.1 МПа. В этом случае отбор отстоявшейся нефти ведут непрерывно и при этом объем воды, перепускаемой в пласт 5, составляет

Q_в=(30·95-2.5·40)/100=27.5 м³/сут

Технологические результаты и, соответственно, преимущества предлагаемого способа разработки перед способом-прототипом в данном примере те же, что и в примере 1, но эксплуатационные расходы при более устойчивом перепуске попутной воды из пласта в пласт выше в примере 3, чем в примере 1.

Пример 4 иллюстрирует реализацию и эффективность предлагаемого способа разработки предлагаемым устройством скважины аналогично примеру 2 (естественный переток попутной воды), но без создания каверны-накопителя для повышения приемистости вышележащего менее проницаемого пласта.

Для повышения приемистости данного пласта повышают пластовое давление в более проницаемом обводненном пласте с 16.3 до 17.4 МПа (на 1.1 МПа) за счет увеличения объема закачки воды в 9 нагнетательных скважин с 220 до 250 тыс.м³ в год. Одновременно на 20 добывающих скважинах менее проницаемого пласта интенсифицируют приток пластовой жидкости путем создания каверн-накопителей поверхностно-активными кислотными составами и увеличивают отбор жидкости из менее проницаемого пласта на 20%, что позволяет снизить давление в этом пласте на 0.3 МПа (с 10.1 до 9.8 МПа). В результате проведенных мероприятий перепад давления для естественного перетока попутной воды пласта 7 увеличивается с 2.57 МПа (см.пример 2) до 3.97 МПа и, соответственно приемистость пласта 6 по попутной воде пласта 7 увеличивается с 18.3 до 28.3 м³/сут, что сопоставимо с добычей воды из пласта 7 в 29 м³.

Поскольку пластовое давление в пласте 7 выше гидростатического давления столба жидкости в обводненных добывающих скважинах на 0.1 МПа (17.4-1490·1.16/100), т.е. скважины фонтанируют, то в отличие от примера 2 в данные скважины не спускают штанговые насосы, а отбор маловодной нефти из них в нефтепровод или отдельную емкость проводят за счет этого перепада давления.

В результате перетока попутной воды из пласта 7 в пласт 6 за счет увеличения перепада давления между данными пластами суточная добыча нефти увеличивается на 12% по сравнению с предлагаемым способом разработки в примере 2.

Таким образом, в результате применения предлагаемого способа разработки с использованием предлагаемого устройства высокообводненной добывающей скважины более проницаемого пласта создается эффективная система заводнения слаборазрабатываемого заводнением менее проницаемого пласта, где указанные добывающие скважины одновременно выполняют роль нагнетательных скважин. При этом в активную разработку заводнением вводятся слабо- и недренируемые запасы как менее, так и более проницаемого продуктивных пластов без дополнительного бурения скважин на низкопроницаемый пласт для уменьшения сетки скважин. Это приводит к увеличению текущего отбора нефти из многопластовой залежи, к ускорению выработки ее запасов при снижении эксплуатационных затрат на подъем, транспортировку, подготовку и закачку попутной воды, перепускаемой в низкопроницаемый пласт, на дневной поверхности и капитальных вложений на дополнительное бурение скважин.

Предлагаемый способ и устройство скважины могут быть использованы на монолитных продуктивных пластах, имеющих резконеоднородные пропластки по проницаемости (соотношения проницаемостей более 10).

Предлагаемое устройство скважины может быть использовано для перепуска отстоявшейся воды от нефти из обводненного продуктивного пласта в водоносный поглощающий пласт.

Источники информации

1. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1968, с.224.

2. Гаттенбергер Ю.П., Кулагин А.Я. Использование подземных вод для заводнения нефтяных месторождений, М., ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. Серия "Нефтепромысловое дело", 1986, вып.12, с.9-11.

3. Авторское свидетельство 2162964, 7 F04B 47/02, Е21В 43/20. 10.02.2001.

4. Авторское свидетельство 1820657, Е21В 43/20, 43/14, 1990.

5. Цынкова О.Э. и др. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М., Недра, 1993, с.24-25.

6. Сахабутдинов Р.З. и др. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2005, с.7.

7. Тронов В.П., Тронов А.В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань, Издательство "ФЭН", 2001, с.310.