Результат интеллектуальной деятельности: УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.

Известно «Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт» (патент RU №2297521, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №11 от 20.04.2007 г.), включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного пласта и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель. Колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта выполнена перфорированной. В качестве нижнего насоса, закачивающего воду в принимающий пласт, использован электроцентробежный насос (ЭЦН), обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта. Верхний насос для откачки нефти размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти.

Недостатками устройства являются: во-первых, его высокая стоимость и, как следствие, низкая рентабельность, поскольку в скважине используются две насосные установки; во-вторых, ограниченная область его применения, поскольку, чтобы разместить ЭЦН с погружным электродвигателем и пакером между принимающим и продуктивным пластами, расстояние между ними должно быть не менее 30 м, что практически невозможно обеспечить в одном нефтеносном горизонте, а закачка воды в другой горизонт может быть произведена только при условии совместимости вод этих горизонтов; в-третьих, устройство не позволяет произвести закачку воды в ближайший доступный из скважины вышележащий принимающий пласт.

Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является «Установка для эксплуатации скважины» (патент RU№2335625, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №28 от 10.10.2008 г.), предназначенная для перекачки части воды из нижележащего водяного пласта в вышележащий нефтяной пласт, а другой части воды - через выкидную линию в другие нагнетательные скважины. Установка содержит пакер в промежутке между пластами, колонну труб с всасывающим клапаном и радиальными отверстиями для сообщения с межтрубным пространством, электроцентробежный насос, приемная часть которого сообщена с подпакерным пространством, а нагнетательная - с полостью колонны насосных труб и систему изменения расхода жидкости.

Недостатком установки является то, что при применении ее для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин с подъемом нефти и небольшой части воды на поверхность и закачки основной части воды в вышележащий принимающий пласт не исключена вероятность закачки туда и нефти, поскольку в установке не предусмотрена сепарация воды и нефти, а также отсутствуют средства контроля над количеством и качеством нагнетаемой в принимающий пласт воды.

Технической задачей изобретения является повышение рентабельности эксплуатации высокообводненных скважин за счет подъема на поверхность всей нефти и небольшого количества воды, поступающей из высокообводненного нефтяного пласта, и закачки большей части воды в вышележащий принимающий пласт без подъема ее на поверхность, а также обеспечение контроля над количеством и качеством нагнетаемой в принимающий пласт воды.

Техническая задача решается установкой для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин, включающей пакер в промежутке между перфорированными пластами, колонну насосных труб с обратным клапаном и радиальными отверстиями для сообщения с межтрубным пространством над пакером, скважинный насос с возможностью сообщения его приемной части с полостью скважины под пакером, а нагнетательной части - с полостью насосных труб и с межтрубным пространством скважины через радиальные отверстия, и систему изменения расхода жидкости на устье скважины.

Новым является то, что ниже радиальных отверстий в колонне насосных труб установлено несколько труб меньшего диаметра, расположенных выше вышележащего принимающего пласта, скважинный насос выполнен с возможностью регулирования производительности таким образом, чтобы скорость движения воды в межтрубном пространстве от радиальных отверстий вниз к принимающему пласту не превышала скорости всплытия нефти в воде, площадь проходного сечения радиальных отверстий - не менее площади сечения полости насосных труб выше радиальных отверстий, при этом от устья до принимающего пласта размещена трубка, герметично установленная на устье, сообщающая полость межтрубного пространства в интервале принимающего пласта через запорный орган с устьевым измерительным оборудованием, в скважине на выходе из насоса установлен расходомер, а на выкидной линии - наземный расходомер.

Новым также является то, что внутренняя поверхность трубки выполнена гидрофильной.

Новым также является то, что в составе колонны насосных труб над трубами меньшего диаметра установлен скважинный сепаратор воды и нефти.

На фиг.1 схематично показан общий вид установки для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин, на фиг.2 - то же, вариант выполнения с сепаратором.

Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин (см. фиг.1) включает пакер 1, размещенный в промежутке между перфорированными вышележащим принимающим 2 и продуктивным 3 пластами, колонну насосных труб 4 с обратным клапаном 5 и радиальными отверстиями 6 для сообщения с межтрубным пространством 7 над пакером 1, скважинный насос 8 с возможностью сообщения его приемной части 9 с полостью скважины 10 под пакером 1, а нагнетательной части 11 - с полостью 12 насосных труб 4 и с межтрубным пространством скважины 7 через радиальные отверстия 6, а также систему изменения расхода жидкости 13 на устье 14.

Ниже радиальных отверстий 6 в колонне насосных труб 4 установлено несколько труб меньшего диаметра 15, расположенных выше принимающего пласта 2. Скважинный насос 8 выполнен с возможностью регулирования производительности. Площадь проходного сечения радиальных отверстий 6 не менее площади сечения полости 16 насосных труб 4 выше радиальных отверстий 6. От устья 14 до принимающего пласта 2 размещена трубка 17, герметично установленная на устье 14, сообщающая полость межтрубного пространства 7 в интервале принимающего пласта 2 через запорный орган 18 с устьевым измерительным оборудованием 19. Внутренняя поверхность трубки 17 может быть выполнена гидрофильной.

В варианте выполнения установки (см. фиг.2) в колонне насосных труб 4 над трубами меньшего диаметра 15 установлен скважинный сепаратор 20 воды и нефти.

Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин работает следующим образом.

В скважине 21 (см. фиг.1) собирают компоновку оборудования и пускают в работу насос 8, в качестве которого может быть использован штанговый или электропогружной насос (колонна штанг или электрокабель условно не показаны). Жидкость из высокообводненного продуктивного пласта 3 поступает в полость 10 под пакером 1, откуда через обратный клапан 5 в приемную часть 9 насоса 8, которым нагнетается в полость 12 колонны насосных труб 4, поднимается до радиальных отверстий 6 и попадает в межтрубное пространство 7. В межтрубном пространстве 7 происходит гравитационное разделение жидкости продуктивного пласта на воду и нефть. За счет давления, создаваемого насосом 8, нефть по полости 16 колонны насосных труб 4 и по межтрубному пространству 7, расположенным выше радиальных отверстий 6, поднимается к устью 14 скважины 21, а вода, имеющая большую, чем нефть, плотность, занимает межтрубное пространство 7 ниже радиальных отверстий 6. При дальнейшей работе насоса 8 нефть через систему изменения расхода 13 поступает в выкидную линию 22. Расход нефти поддерживают таким образом, чтобы обеспечить наименьшее количество поступающей с ней воды, при этом в скважине 21 создается избыточное давление, под действием которого, а также и под действием давления столба жидкости в скважине 21 вода залавливается в принимающий пласт 2.

Размещенная в скважине 21 трубка 17 позволяет осуществлять контроль над качеством закачиваемой в принимающий пласт 2 воды, для чего запорный орган 18 открывают, и вода, находящаяся в интервале принимающего пласта 2, под действием избыточного давления в скважине 21 поднимается к устью и поступает в устьевое измерительное оборудование 19, например, в пробоотборник 23 с последующим лабораторным анализом пробы воды на наличие в ней нефти, и (или) в проточный анализатор 24 нефти в воде с передачей показаний о концентрации нефти в воде на диспетчерский пульт. Герметичность установки трубки 17 на устье 14 обеспечивается известным, например, сальниковым уплотнителем (не показан), что препятствует загрязнению устьевого оборудования.

При использовании установки на скважинах с высокопарафинистой нефтью продуктивного пласта 3, с целью исключения возможного в процессе длительного периода работы установки оседания в трубке 17 частиц парафина, внутреннюю поверхность трубки 17 выполняют гидрофильной, например, покрытием эпоксидными смолами.

Установка позволяет производить контроль над количеством закачиваемой в принимающий пласт воды, для чего на выходе из насоса 8 устанавливают скважинный расходомер (не показан) с выводом данных на поверхность, а на выкидной линии 22 устанавливают наземный расходомер (не показан) и по разности показаний скважинного и наземного расходомеров определяют количество закачиваемой в принимающий пласт 2 воды.

Производительность насоса 8 регулируется таким образом, чтобы скорость движения воды в межтрубном пространстве 7 от радиальных отверстий 6 вниз к принимающему пласту 2 не превышала скорость всплытия нефти в воде, что зависит от соотношения их плотностей, различного в условиях каждой конкретной скважины. При применении штангового насоса 8 производительность регулируют изменением рабочих параметров его привода (длины хода полированного штока и частоты качаний). При применении электропогружного насоса 8 производительность может быть изменена, например, регулятором изменения частоты вращения электродвигателя.

Площадь радиальных отверстий 6 выполнена не менее, чем площадь сечения полости 16 колонны насосных труб 4 выше радиальных отверстий 6, что позволяет жидкости продуктивного пласта 3 без сопротивления и, соответственно, потерь давления, снижающих КПД установки, поступать в межтрубное пространство 7, а при подъеме продукции к устью 14 обеспечивать равенство давлений, а значит, и скоростей ее движения в межтрубном пространстве 7 и в полости 16 колонны насосных труб 4.

Подъем продукции на устье 14 производится параллельно по колонне насосных труб 4 и по межтрубному пространству 7 выше радиальных отверстий 6, что позволяет значительно снизить скорость движения продукции вверх, при этом отделяющаяся от нефти вода успевает под действием силы тяжести уходить вниз.

Поскольку скорость движения воды в межтрубном пространстве 7 от радиальных отверстий 6 вниз при прочих равных условиях зависит от площади поперечного сечения межтрубного пространства 7, то с целью снижения этой скорости ниже радиальных отверстий в колонне насосных труб установлено несколько насосных труб меньшего диаметра 15, что позволяет увеличить площадь поперечного сечения межтрубного пространства 7, снизить скорость движения воды вниз, исключая увлечение нефти водой, и при необходимости повысить производительность закачки воды в принимающий пласт 2.

Обратный клапан 5 препятствует перетоку жидкости в полость 10 скважины 21 под пакером 1 при отключении насоса 8.

При применении в установке, например, электроцентробежного насоса при его работе возможно образование более устойчивой водонефтяной эмульсии, для разделения которой в скважине 21 на нефть и воду в компоновку скважинного оборудования может быть введен скважинный сепаратор 20 (см. фиг.2), например гидроциклонный, размещенный под радиальными отверстиями 6 в колонне насосных труб 4 и над трубами меньшего диаметра 15. Отделенная сепаратором 20 вода поступает в межтрубное пространство 7, по которому нагнетается в принимающий пласт 2, а нефть по полости 16 колонны насосных труб 4 и межтрубному пространству 7 выше радиальных отверстий 6 поступает на устье 14.

Применение установки позволяет повысить рентабельность эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин за счет подъема на поверхность всей нефти и минимального, регулируемого с поверхности количества воды, поступающей из высокообводненного нефтяного пласта, и закачки большей части воды в вышележащий принимающий пласт с целью утилизации или поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность, а также обеспечить необходимый контроль над количеством и качеством нагнетаемой в вышележащий принимающий пласт воды.